Integração de Veículos Eléctricos em Redes Isoladas O Caso da … · 2017-08-25 · v Abstract The energy source consists of fossil fuels, especially oil, is finite. Forecast

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Integração de Veículos Eléctricos em Redes Isoladas – O Caso da Ilha das Flores

Filipe José da Cruz Coimbra

VERSÃO FINAL

Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Major Energia

Orientador: Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira Co-orientador: Pedro Miguel Pousada da Rocha Almeida

Fevereiro de 2010

ii

© Filipe José da Cruz Coimbra, 2010

iii

Resumo

O recurso energético constituído por combustíveis fósseis, em especial o petróleo, é

finito. As previsões apontam para o declínio do fornecimento deste tipo de matéria para as

próximas duas décadas. Tendo em conta os cenários pouco animadores relativos a este

recurso, por diversas razões chegou a hora da mudança para o paradigma da mobilidade

eléctrica, que terá como objectivo principal a melhoria da qualidade de vida de todos nós,

quer em termos económicos, quer ambientais. Alguns países, juntamente com construtores

automóveis e investigadores de sistemas de armazenamento, já estão a colocar no mercado

Veículos Eléctricos (VEs) e a estudar e implementar as suas estratégias de mobilidade para as

suas cidades e vilas.

No trabalho desta dissertação, está discriminado o estudo do impacto da Integração de

VEs em Redes Isoladas – O Caso da Ilha das Flores. O trabalho teve por base a investigação dos

impactos da integração dos VEs, quando utilizadas diferentes estratégias de carregamento,

considerando este novo tipo de carga na rede. O estudo consistiu em introduzir as cargas na

rede de acordo com a residência dos possíveis proprietários dos VEs. Foram criados cenários

de penetração, que contemplam a conversão de Veículos de Motores de Combustão Interna

(MCI) para VEs, ligando-se à rede em diferentes períodos horários de acordo com uma taxa de

comportamento de chegada ao local de carga. Com este trabalho, procura-se dar respostas ao

impacto da integração de VEs na rede eléctrica em termos técnicos, para que não sejam

necessários grandes investimentos no reforço de rede por parte do operador de rede.

Das estratégias de carregamento abordadas, para a maximização de integração de VEs, a

que tem melhor desempenho é a estratégia de carregamento Inteligente, pois possibilita a

minimização dos impactos na rede em todos os parâmetros técnicos avaliados. Esta

estratégia, juntamente com Redes Inteligentes (RI) do tipo Micro-Rede (MR), no futuro

permitirão gerir todo o interface entre a rede e o veículo com outras funcionalidades.

Palavras-chave: Veiculo Eléctrico, Carga, Estratégias de Carregamento: Livre, Tarifa Bi-

Horária, Carregamento Inteligente, Fluxos de Potência, Integração, Impacto nos SEE, Micro-

Redes, Multi-Micro Redes, Redes Inteligentes, Veículo Ligado à Rede, Emissões, Economia.

iv

v

Abstract

The energy source consists of fossil fuels, especially oil, is finite. Forecast for the decline

in supply of such material for the next two decades. Given the disappointing scenarios for this

feature for several reasons it is time to change the paradigm of electrical mobility, which will

aim primarily at improving the quality of life for everyone, whether in economic or

environmental nature. Some countries, together with researchers and manufacturers of

storage systems, are already to market electric vehicles (LVs) and to study and implement

their mobile strategies for their cities and towns.

The work of this dissertation is broken down to study the impact of integration of EVs in

Isolated Networks - The Case of the island of Flores. The work was based on the investigation

of the impacts of integration of EVs, when used different strategies for loading, considering

this new type of network load. The study was to introduce the charges in the network

according to the residence of the possible owners of the EVs. Scenarios were created by

penetration, which includes the conversion of Vehicles Internal Combustion Engines (ICE) for

EVs, connecting to the network in different time periods according to a rate behavior of

arrival at the load. This work seeks to respond to the impact of integration of EVs in the

electricity network in technical terms, so they do not require major investment in

strengthening the network by the network operator.

Loading strategies addressed to maximize the integration of EVs, which performs best is

the strategy of intelligent charging, it allows reducing the impact on the network in all

technical parameters evaluated. This strategy, along with Intelligent Networks (IN) type

Micro-Network (MR), the future will manage the entire interface between the network and

the vehicle with other features.

Keywords: Electric Vehicle, Credit, Charge Strategies: Free, Bi-Hourly Rate, Smart Charging,

Power Flow, Integration, Impact on EES, Micro-Networks, Multi-Micro Networks, Intelligent

Networks, Network Attached Vehicle (V2G), Emissions, Economy.

vi

vii

Agradecimentos

Serve o presente momento para homenagear e agradecer a todas as pessoas que

contribuíram, directa ou indirectamente, para a elaboração e sucesso desta dissertação,

evidenciando as seguintes:

Ao meu orientador, Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira e ao Co-Orientador Pedro Miguel

Pousada da Rocha Almeida, uma palavra de amizade e de profundo agradecimento pelo seu

apoio e disponibilidade constantes, com as suas críticas e sugestões relevantes, que

contribuíram de forma bastante positiva para o desenrolar desta dissertação.

Ao Filipe Joel Soares, pela sua disponibilidade na fase inicial desta dissertação,

contribuindo para o desenrolar positivo da mesma.

À instituição INESC, a possibilidade que me concedeu para realizar este tema, bem como

todos os profissionais referidos anteriormente que com ela colaboram.

A todos os colegas e amigos, especialmente ao Henrique Oliveira, pelo apoio e amizade e

espírito de equipa revelado ao longo destes dois últimos anos.

Um agradecimento especial para a minha mulher Dr.ª Maria Inês Paiva Achando Álvaro, às

minhas filhas Mariana Coimbra e Beatriz Coimbra que com elas faço as caminhadas da vida, e

que em breve tereis mais dedicação e atenção. Um agradecimento do tamanho do mundo

para as pessoas que me deram a minha vida, o meu Pai e a minha Mãe e que contribuíram

para o que sou hoje como pessoa, onde quer que estejam, estarão sempre dentro do meu

coração.

Filipe José da Cruz Coimbra

viii

“ A mente que se abre a uma nova ideia jamais voltará ao seu tamanho original “

Albert Einstein

ix

Índice

Resumo ............................................................................................ iii

Abstract ............................................................................................. v

Agradecimentos .................................................................................. vii

Índice ............................................................................................... ix

Lista de Figuras ................................................................................. xiii

Lista de Tabelas ................................................................................ xvii

Abreviaturas e Símbolos ........................................................................ xx

Capítulo 1 .......................................................................................... 1

Introdução ......................................................................................................... 1 1.1 - Enquadramento ........................................................................................ 1 1.2 - Motivação ............................................................................................... 2 1.3 – Principais Objectivos .................................................................................. 3 1.4 – Estruturação da Dissertação ......................................................................... 4

Capítulo 2 .......................................................................................... 5

A Mobilidade Eléctrica .......................................................................................... 5 2.1 - Introdução ............................................................................................... 5 2.2 - A Mudança de Paradigma no Sector dos Transportes ............................................ 6 2.3 - Estado da Arte do Veículo Eléctrico ................................................................ 7 2.3.1 – Tipo de Veículos Eléctricos ........................................................................ 9 2.3.1.1 – Veículo Eléctrico a Bateria ...................................................................... 9 2.3.1.2 – Veículo Eléctrico Híbrido ...................................................................... 10 2.3.1.3 – Veículo Eléctrico Híbrido com Ligação à Rede............................................. 10 2.3.1.4 – Veículo Eléctrico a Pilhas de Combustível com Ligação à Rede ........................ 11 2.3.2 – Tipos de Motores .................................................................................. 13 2.3.3 – Infra-Estruturas de Carregamento .............................................................. 14 2.3.3.1 – Carga Normal .................................................................................... 15 2.3.3.2 – Carga Rápida ..................................................................................... 15 2.3.3.3 – Troca Rápida de Bateria ....................................................................... 15 2.3.4 – Tecnologias de Armazenamento e Produção de Energia. .................................. 16 2.3.4.1 – Bateria de Chumbo-Ácido ..................................................................... 16 2.3.4.2 – Bateria Zebra .................................................................................... 17 2.3.4.3 – Bateria Níquel-Hidreto Metálico ............................................................. 17 2.3.4.4 – Bateria de Iões de Lítio ........................................................................ 17

x

2.3.4.5 – Bateria de Fosfatos de Ferro de Lítio ....................................................... 18 2.3.4.6 – Bateria de Fosfatos de Magnésio de Ferro de Lítio ....................................... 18 2.3.4.7 – Bateria Sulfureto de Sódio .................................................................... 18 2.3.4.7 – Bateria de Lítio de Oxigénio, em Investigação ............................................ 19 2.3.4.8 – Principais Diferenças das Tecnologias ...................................................... 19 2.3.4.9 – Análises Gráficas de Alguns Indicadores das Baterias .................................... 20 2.4 - Integração Inteligente de Veículos Eléctricos nas Redes ..................................... 21 2.4.1 - Potenciais Impactos de Integração de VEs nas Redes ....................................... 22 2.4.2 - Necessidade de Infra-Estruturas de Controlo Avançadas ................................... 23 2.4.2.1 – Micro-Rede ....................................................................................... 23 2.4.2.2 – Multi-Micro Redes ............................................................................... 25 2.4.3 - Projecto InovGrid ................................................................................. 26 2.4.3.1 – Gestão Avançada na Integração de VEs nas Redes ........................................ 28 2.4.4 - Veículo Ligado à Rede ............................................................................ 30 2.4.4.1 – Conceito Parcial de VLR, segundo W.Kempton ............................................ 30 2.4.4.2 – Visão das Funcionalidades VLR/RI no Futuro .............................................. 32 2.5 – Resumo e Principais Conclusões ................................................................... 35

Capítulo 3 ......................................................................................... 36

Integração de VEs na Ilha das Flores ....................................................................... 36 3.1 – Introdução ............................................................................................ 36 3.2 – Características da Ilha das Flores ................................................................. 37 3.3 - Caracterização da Ilha em Termos de Mobilidade ............................................. 37 3.4 - Caracterização da Rede por Sectores ............................................................ 42 3.4.1 – Geração ............................................................................................. 42 3.4.1.1 – Central Termoeléctrica/Hídrica de Além Fazenda ....................................... 42 3.4.1.2 – Parque Eólico de Boca da Vereda ............................................................ 43 3.4.1.3 – Estatísticas do Sistema de Geração ......................................................... 44 3.4.2 – Rede de Distribuição .............................................................................. 46 3.4.3 – Futuro do SEE da ilha, Investimentos Previstos e em Execução .......................... 48 3.5 - Impactos Ambientais da Introdução de VEs na Ilha ............................................ 49 3.5.1 – Metodologia de Cálculo dos Impactos Ambientais ........................................... 50 3.5.1.1 – Sector Automóvel ............................................................................... 50 3.5.1.2 – Sector da Produção de Energia ............................................................... 50 3.6 - Impactos Económicos da Introdução de VEs na Ilha ........................................... 52 3.6.1 – Metodologia de Cálculo dos Impactos Económicos .......................................... 52 3.6.1.1 – Sector Automóvel ............................................................................... 52 3.6.1.2 – Sector da Produção de Energia ............................................................... 52 3.7 – Resumo e Principais Conclusões ................................................................... 53

Capítulo 4 ......................................................................................... 54

Modelização do Comportamento dos VEs .................................................................. 54 4.1 – Introdução ............................................................................................ 54 4.2 – Estratégias de Carregamento de VEs ............................................................. 55 4.2.1 – Planeamento ....................................................................................... 56 4.2.1.1 – Caracterização das Variáveis Chave ......................................................... 56 4.2.1.2 – Caracterização dos Procedimentos a Realizar ............................................. 58 4.2.2 – Livre ................................................................................................. 59 4.2.3 – Tarifa Bi-Horária .................................................................................. 60 4.2.4 – Carregamento Inteligente ....................................................................... 61 4.2.4.1 - Metodologias de Controlo Inteligente de VEBs ............................................ 63 4.2.4.1.1 – Para a Primeira Hora (t) .................................................................... 63 4.2.4.1.2 – Para a Hora (t+1) ............................................................................. 66 4.5 – Resumo e Principais Conclusões ................................................................... 74

Capítulo 5 ......................................................................................... 75

Resultados Finais............................................................................................... 75 5.1 – Introdução ............................................................................................ 75

xi

5.2 - Resultados Obtidos com as Estratégias de Carregamento .................................... 75 5.2.1 – Carregamento Livre ............................................................................... 75 5.2.2 – Carregamento Tarifa Bi-Horária ................................................................ 77 5.2.3 – Carregamento Inteligente ....................................................................... 79 5.3 – Resultados dos Impactos Ambientais ............................................................. 81 5.3.1 – Sector Automóvel ................................................................................. 81 5.3.2 – Sector da Produção de Energia ................................................................. 82 5.4 – Resultados dos Impactos Económicos ............................................................ 82 5.4.1 – Sector Automóvel ................................................................................. 83 5.4.2 – Sector da Produção de Energia ................................................................. 83 5.5 – Análise dos Resultados .............................................................................. 84 5.5.1 – Tensões .............................................................................................. 84 5.5.2 – Congestionamentos ............................................................................... 86 5.5.3 – Energia de Perdas ................................................................................. 88 5.5.4 – Picos de Carga no Diagrama de Carga da Rede .............................................. 89 5.5.6 - Ambientais e Económicos ........................................................................ 93 5.6 - Resumo e Principais Conclusões ................................................................... 94

Capítulo 6 ......................................................................................... 96

Conclusões ...................................................................................................... 96 6.1 – Principais Contribuições da Dissertação ......................................................... 96 6.2 – Futuros Estudos e Desenvolvimentos ............................................................. 98

Referências Bibliográficas .................................................................... 100

Apêndice A – Rede do SEE da Ilha das Flores ............................................. 105

Apêndice B – Trânsitos de Potências ....................................................... 109

Cenários Estudados ............................................................................ 112

xii

xiii

Lista de Figuras

Figura 2.1 - Previsão da produção de petróleo para a próxima década [6]. ........................................... 6

Figura 2.2 - Previsão do preço do petróleo para as próximas décadas [7]. ............................................. 7

Figura 2.3 - Configuração parcial dos componentes de um VEB [15],[16]. ............................................. 9

Figura 2.4 - Configuração parcial dos componentes de um VEH [15]. .................................................. 10

Figura 2.5 - Configuração parcial dos componentes de um VEHLR [15], [18]. ....................................... 11

Figura 2.6 - Configuração parcial dos componente de um VEPCLR [15],[18]. ....................................... 12

Figura 2.7 - Princípio funcionamento de uma PC. ................................................................................ 12

Figura 2.8 - Operação do sistema VEPCLR em várias fases da gestão da energia. ................................ 13

Figura 2.9 - Cabo de carregamento, Mennekes [26]. ........................................................................... 15

Figura 2.10 - Arquitectura de uma infra-estrutura de carga, Mennekes [26]. ...................................... 15

Figura 2.11 - Arquitectura de uma infra-estrutura de troca rápida de bateria. .................................... 15

Figura 2.12 - Evolução do tipo de baterias em termos de Energia Específica Wh/kg. ........................... 20

Figura 2.13 - Tendência do tipo de baterias em termos de Energia e Densidade Específica. ................ 20

Figura 2.14 - Evolução do raio de alcance da tecnologia de Iões de Lítio até 2020. .............................. 21

Figura 2.15 - Arquitectura de uma MR. ................................................................................................ 24

Figura 2.16 - Arquitectura de uma MMR e respectivos níveis de controlo. .......................................... 25

Figura 2.17 - Áreas de intervenção do projecto IG. .............................................................................. 26

Figura 2.18 - Arquitectura técnica de referência pensada para o projecto IG [48]. .............................. 27

Figura 2.19 - Esquema parcial da infra-estrutura que permite o conceito VLR [2]. ............................... 31

Figura 2.20 - Perfil do ECB de um VE ao longo de 24h. ......................................................................... 32

Figura 2.21 - Serviços auxiliares a prestar por VEs através da funcionalidade VLR [51-52]. .................. 33

Figura 2.22 - Esquema de CI de VEs, só com produção renovável. ....................................................... 34

Figura 2.23 - Esquema parcial da infra-estrutura RI incluindo a funcionalidade VLR. ........................... 34

Figura 3.1 - Ilha das Flores. .................................................................................................................. 37

Figura 3.2 - Vias de comunicação na ilha. ............................................................................................ 39

Figura 3.3 - Padrões de mobilidade das viaturas. ................................................................................. 40

Figura 3.4 - Curva cumulativa das distâncias percorridas entre todas as localidades e a freguesia de

Santa Cruz das Flores. .................................................................................................................. 41

xiv

Figura 3.5 - Central Termoeléctrica/Hídrica de Além Fazenda ............................................................. 42

Figura 3.6 - Parque Eólico de Boca da Vereda. ..................................................................................... 43

Figura 3.7 - Volantes de Inércia instalados na ilha. .............................................................................. 43

Figura 3.8 - Recursos utilizados para a produção de energia. .............................................................. 44

Figura 3.9 - Diagrama de carga característico - Verão (20/08/2008). ................................................... 45

Figura 3.10 - Diagrama de carga característico - Outono (15/10/2008). .............................................. 45

Figura 3.11 - Diagrama de carga característico - Inverno (17/12/2008). .............................................. 45

Figura 3.12 - Rede de distribuição MT Ilha das Flores [63]. .................................................................. 46

Figura 3.13 - Esquema unifilar da rede de distribuição de MT [63]. ..................................................... 47

Figura 3.14 - Fontes de energia disponíveis nos próximos anos. .......................................................... 49

Figura 3.15 - Evolução da emissão de poluentes no sector dos transportes [65]. ................................ 49

Figura 3.16 - Energia necessária para recarregar os VEBs durante as 24h. ........................................... 51

Figura 4.1 - Diagrama de carga normalizado - Inverno (17/12/2008). .................................................. 56

Figura 4.2 - Comportamento dos carros parados e em viagem. ........................................................... 58

Figura 4.3 - Curva de VEBs em viagem e VEBs parados. ....................................................................... 64

Figura 4.4 - Curva de carros parados, podendo estar a carregar ou não. ............................................. 65

Figura 4.5 - Estratégia de carregamento Inteligente, considerando que o número (#) de VEBs, iniciam a

sua primeira hora de carregamento às 17h, designada por hora (t). ............................................ 65

Figura 4.6 - Estratégia de carregamento Inteligente, considerando os VEBs na hora (t+1)................... 67

Figura 4.7 - Visualização do 3º passo de identificação, a determinar para a hora (t+1). ...................... 68

Figura 4.8 - Conjunto de condições a validar para a integração dos CF0h carga. .................................. 68

Figura 4.9 - Conjunto de condições a validar para a integração dos CF1h carga. .................................. 70

Figura 4.10 - Conjunto de condições a validar para a integração dos CF2h carga. ................................ 71

Figura 4.11 - Conjunto de condições a validar para a integração dos CF3h carga. ................................ 73

Figura 5.1 - Dez menores tensões observadas na rede, considerando o cenário 4. .............................. 76

Figura 5.2 - Tensão no barramento 40, utilizando a estratégia de carregamento Livre. ....................... 76

Figura 5.3 - Tensão no barramento 40, utilizando a estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária. .... 78

Figura 5.4 - Tensão no barramento 40, utilizando a estratégia de carregamento Inteligente. ............. 80

Figura 5.5 - Emissões anuais enviadas para a atmosfera no caso de 50% penetração VEBs. ................ 81

Figura 5.6 - Emissões de CO2, no dia mais crítico 20/08/2008, considerando a penetração de 50% VEBs.

.................................................................................................................................................... 82

Figura 5.7 - Energia consumida por tecnologia e respectivos custos. ................................................... 83

Figura 5.8 - Comparação das tensões no ponto mais afastado da rede, quando utilizadas as três

estratégias de carregamento. ...................................................................................................... 85

Figura 5.9 - Utilizando as estratégias de carregamento no cenário 4, verificou-se as seguintes gamas de

tensões mínimas para cada hora ao longo das 24 horas. ............................................................. 85

Figura 5.10 - Nível de tensão em cada barramento, às 22h em todas as saídas da CTHAF. .................. 86

Figura 5.11 - Comparação de congestionamentos na linha L8-9, utilizando todas as estratégias. ........ 87

xv

Figura 5.12 - Taxa de congestionamento máxima para cada hora ao longo das 24 horas. ................... 87

Figura 5.13 - Congestionamentos nas linhas, às 22h por estratégia de carregamento. ........................ 88

Figura 5.14 - Comparação de perdas, através das estratégias de carregamento, Livre, Tarifa Bi-Horária

e Inteligente, aplicadas ao cenário 4. ........................................................................................... 89

Figura 5.15 - Comparação das perdas, através de todas as estratégias em todos os cenários. ............. 89

Figura 5.16 - Evolução da ponta máxima e mínima até 2009 e estimada com VEBs até 2015. ............. 90

Figura 5.17 - Diagrama de carga - cenário 1. ........................................................................................ 91




Figura 5.21 - Emissões de CO2 evitadas pelos VEBs e enviadas para a atmosfera por parte da CTAF no

dia em análise. ............................................................................................................................. 93

Figura 5.22 - Custos de produção e proveitos da venda de energia térmica com e sem VEBs,

considerando o cenário 4, tendo em conta o preço de venda ao público do kW. ......................... 94

Figura 6.1 - Diagrama de carga, por recurso energético e estratégia de carregamento Inteligente. ..... 98

Figura 6.2 - Visão do futuro, dos sistemas de produção da ilha, com maior capacidade instalada de

ERs, constatação da oportunidade para o armazenamento pelos VEBs, transformando-os em

fontes de geração distribuídas. (Produção FV, considerando a radiação do dia 17/12 para a ilha).

.................................................................................................................................................... 99

Figura Ap B. 1 - Interface com o utilizador do programa desenvolvido no ambiente MatlabTM

/módulo

de análise de SEE Matpower. ..................................................................................................... 110

Figura Ap B. 2 - Resultados do programa, relativo a um trânsito de potências de uma hora, sem

tratamento de dados. ................................................................................................................ 111

xvi

xvii

Lista de Tabelas

Tabela 2.1 - Características dos novos modelos de VEs que serão colocados no mercado. .................... 8

Tabela 2.2 - Características de avaliação dos diferentes M/G de tracção [21]. ..................................... 14

Tabela 2.3 - Principais diferenças entre as baterias referidas nas secções anteriores. ......................... 19

Tabela 3.1 - Dados estatísticos da Ilha das Flores ................................................................................ 38

Tabela 3.2 - Distâncias quilométricas, entre as diferentes localidades. ................................................ 39

Tabela 3.3 - Serviços disponibilizados no concelho. ............................................................................. 40

Tabela 3.4 - Percentagem de carros por localidades. ........................................................................... 41

Tabela 3.5 - Características dos sistemas de geração de energia eléctrica da ilha em 2008. ................. 42

Tabela 3.6 - Dados do sistema de produção. ....................................................................................... 44

Tabela 3.7 - Características da rede de distribuição MT. ...................................................................... 47

Tabela 3.8 - Emissões específicas por tecnologia/combustível [67]. .................................................... 51

Tabela 3.9 - Caracterização dos grupos térmicos instalados CTAF. ....................................................... 53

Tabela 4.1 - Percentagem de veículos parados e em viagem ao longo das 24h. ................................... 57

Tabela 4.2 - Cenários a considerar para o estudo. ............................................................................... 58

Tabela 4.3 - Períodos horários, das tarifas na RAA para 2010. ............................................................. 61

Tabela 5.1 - Níveis de tensão usando a estratégia de carregamento Livre. .......................................... 76

Tabela 5.2 - Níveis de congestionamentos usando a estratégia de carregamento Livre. ...................... 77

Tabela 5.3 - Níveis de perdas diárias usando a estratégia de carregamento Livre. ............................... 77

Tabela 5.4 - Níveis de tensão usando a estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária. ........................ 77

Tabela 5.5 - Comparação da degradação das tensões do cenário 0 para os restantes por estratégia. .. 78

Tabela 5.6 - Níveis de congestionamentos usando a estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária. ... 78

Tabela 5.7 - Níveis de perdas diárias usando a estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária. ............ 79

Tabela 5.8 - Níveis de tensão usando a estratégia de carregamento Inteligente. ................................. 79

Tabela 5.9 - Níveis de congestionamentos usando a estratégia de carregamento Inteligente. ............ 80

Tabela 5.10 - Níveis de perdas diárias usando a estratégia de carregamento Inteligente. ................... 80

Tabela 5.11 - Energia consumida, emissões e custos com a introdução de 50% VEBs. ......................... 81

Tabela 5.12 - Caracterização dos grupos térmicos instalados CTAF. ..................................................... 84

Tabela 5.13 - Comparação de perdas em todos os cenários por estratégia adoptada. ......................... 88

xviii

Tabela 5.14 - Evolução da ponta máxima e da energia da ilha até 2015. ............................................. 89

Tabela 5.15 - Comparação de picos de carga. ...................................................................................... 90

Tabela AP A. 1 - Barramentos. ........................................................................................................... 105

Tabela AP A. 2 - Geradores. ............................................................................................................... 106

Tabela AP A. 3 - Ramos dos SEE da ilha. ............................................................................................ 106

Tabela AP A. 4 - Postos de transformação linha aérea. ...................................................................... 107

Tabela AP A. 5 - Condutores. ............................................................................................................. 108

xix

xx

Abreviaturas e Símbolos

Lista de Abreviaturas

AGR Agregador.

AT Alta Tensão.

BT Baixa Tensão.

CCMR Controlador Central de Micro-Rede.

CI Carregamento Inteligente.

CL Carregamento Livre.

CV Controlador de Veículo.

CμG Controlador de Micro Geração.

CO2 Dióxido de Carbono.

CTD Controlador do Transformador de Distribuição.

CTHAF Central Térmica e Hídrica Além Fazenda.

CVP Centrais Virtuais de Potência.

ECB Estado de Carga da Bateria.

ER Energia Renovável.

FV Foto Voltaica.

μG Micro Geração.

GEE Gases com Efeito de Estufa.

H2 Substância Molecular Hidrogénio.

IG InovGrid.

MCI Motor de Combustão Interna.

M/G Motor Eléctrico e Gerador.

MMR Multi-Micro Rede.

MT Média Tensão.

Ni-MH Níquel-Hidreto Metálico.

O2 Substância Molecular Oxigénio.

ORD Operador da Rede de Distribuição.

PC Pilha de Combustível.

xxi

PEBV Parque Eólico de Boca da Vereda.

PTD Posto de Transformação Distribuição.

PTC Posto de Transformação Cliente.

RI Rede Inteligente.

SEAF Subestação Eléctrica Além Fazenda.

SEBV Subestação Eléctrica de Boca da Vereda.

SEE Sistemas Eléctricos de Energia.

SGCM Sistema Global para Comunicações Móveis.

SGD Sistema de Gestão da Distribuição.

SI Sistemas de Informação.

SPG Sistema de Posicionamento Local.

TBH Tarifa Bi-Horária.

TD Transformador de Distribuição.

TR Travagem Regenerativa.

UVE Utilizador de Veículo Eléctrico.

VE Veículo Eléctrico.

VEB Veículo Eléctrico a Bateria.

VEH Veículo Eléctrico Híbrido.

VEHLR Veículo Eléctrico Híbrido com Ligação à Rede.

VEPC Veículo Eléctrico a Pilha de Combustível.

VEPCLR Veículo Eléctrico a Pilha de Combustível com Ligação à Rede.

VLR Veículo Ligado à Rede.

ZE Zero Emissões.

xxii

Sec. 1.1 Enquadramento - 1

1

Capítulo 1

Introdução

1.1 - Enquadramento

Tal como na maioria dos países industrializados, o sector dos transportes e da energia em

Portugal continental e Ilhas depende em grande medida dos combustíveis fósseis, podendo vir

a trazer problemas em termos económicos e ambientais para as regiões, num futuro próximo.

A necessidade de uma menor dependência energética, a melhoria da eficiência da sua

utilização, está a levar à definição de políticas energéticas ambiciosas por parte da União

Europeia. Assim, pretende-se melhorar a eficiência energética em 20% até 2020 e a redução

das emissões de Dióxido de Carbono (CO2) em 20% até 2020. A mudança, em termos de

estratégias ambientais e no sector da eficiência energética, está a pressionar os

decisores/construtores a agir neste sector por meio da introdução de veículos mais eficientes

e com a utilização de combustíveis alternativos.

Espera-se que a percentagem de mercado de VEs aumente, e a médio prazo, surjam no

mercado Veículos Eléctricos Híbridos com Ligação à Rede (VEHLR) e Veículos puramente

Eléctricos a Bateria (VEBs), o que culminará com um aumento na procura de energia

eléctrica. A introdução de VEBs, VEHLR e Veículos Eléctricos a Pilha de Combustível (VEPCs)

vem trazer uma mudança de paradigma, na sua integração com os Sistemas Eléctricos de

Energia (SEE). Esta mudança vai trazer novos desafios, em termos de gestão de cargas, gestão

de armazenamento e identificação de possíveis impactos que estas cargas poderão causar nos

SEE.

Com o aumento da penetração de Energias Renováveis (ERs), em termos de Hídrica,

Eólica, Solar, Geotérmica e Biomassa induzido pelos objectivos ambiciosos traçados pela

2 – Cap. 1 Introdução

União Europeia, que estabeleceu uma penetração de 20% até 2020, surge uma oportunidade

para aproveitar esta energia limpa para utilizar nos VEs, permitindo a redução de CO2 em

grande parte face ao que é emitido actualmente no sector dos transportes.

A segurança de abastecimento é outro dos problemas muito relevantes para qualquer

sistema isolado como as ilhas. A utilização das ERs pode ser a solução deste problema, pelo

facto de estarem a ser promovidas de uma forma considerável, permitindo uma penetração

de elevados volumes de ERs. A injecção deste tipo de produção, nos períodos de vazio ou em

determinados períodos específicos, traz dificuldades acrescidas em resultado do reduzido

valor da carga nesses mesmos períodos. Assim sendo, a utilização massiva de VEs pode

contribuir para um aumento da integração de renováveis, desde que a integração destas na

rede seja pautada por uma coordenação eficiente.

A utilização de baterias de grande capacidade nos VEs vai permitir, num futuro próximo,

que estes veículos se transformem em fontes de armazenamento distribuídas, permitindo o

fornecimento de energia à rede em horas de ponta, caso lhes seja solicitado.

Neste contexto, a penetração das tecnologias de VEs, com capacidade de conexão à rede,

vai trazer novos desafios ao sector da produção, transporte, distribuição e armazenamento,

podendo ser considerados como uma carga normal perante a rede ou mesmo como fonte de

fornecimento de potência distribuída.

1.2 - Motivação

Os sistemas isolados como é o caso da Ilha das Flores, necessitam de grandes importações

de combustíveis fósseis para alimentar o sector da energia e dos transportes. A volatilidade

dos preços nos mercados internacionais e as grandes distâncias, que estes têm de percorrer

até ao local de consumo, fazem aumentar os preços significativamente.

Com os novos desenvolvimentos nos sistemas de armazenamento para VEs, com variadas

capacidades, com grandes ciclos de descarga e tempo de vida útil alargado, está a levar o

sector automóvel a fazer a mudança para sistemas de propulsão a energia eléctrica.

Face a tamanha mudança no sector automóvel e sector de armazenamento, está a levar à

introdução de VEs no mercado, trazendo consigo uma mudança de paradigma da mobilidade e

na integração destas novas tecnologias nos SEE. O aparecimento destas novas cargas na rede

vai trazer novos desafios aos SEE, bem como contribuir para minimizar os impactos

ambientais e aumento da eficiência energética.

Sec. 1.3 Principais Objectivos - 3

O local do estudo, a Ilha das Flores, por excelência, é um local onde há predominância de

recursos renováveis ao longo do ano, sobretudo de origem hídrica. Face a esta característica,

surge a oportunidade para aproveitar esta energia limpa para alimentar estas novas cargas.

Assim, vai permitir a redução dos gastos com combustíveis fósseis no sector dos transportes,

sector da produção de energia e permitir a redução de CO2 em grande parte face ao que é

emitido actualmente.

Face às características da ilha, a introdução destas novas tecnologias irão contribuir em

grande parte para designá-la, em termos ambientais, como a Ilha Verde. Para que tal

aconteça, é necessário efectuar o estudo que está descrito neste documento, que consistiu

em analisar os impactos de Integração de Veículos Eléctricos em Redes Isoladas – O Caso da

Ilha das Flores. Na secção seguinte, serão referidos os objectivos que permitirão identificar

tais impactos.

1.3 – Principais Objectivos

O principal objectivo desta dissertação consiste em identificar as formas de maximizar a

integração de VEBs na rede do SEE da Ilha das Flores, sem que sejam necessários

investimentos de reforço por parte do operador de rede local, numa fase inicial de

penetração destas novas tecnologias.

Para que esse grande objectivo seja alcançado, estabeleceram-se objectivos parciais, que

permitirão alcançar aquele. Os mesmos são discriminados a seguir.

Identificação de padrões de mobilidade dos veículos de MCI, incluindo fenómenos de

migração pendular, por exemplo casa - trabalho, horas e necessidades de

carregamento por parte dos veículos;

Avaliação do impacto resultante dos períodos de carregamento das baterias dos VEs e

avaliação da necessidade de estratégias de carregamento, tendo em vista a mitigação

de eventuais impactos negativos na rede;

Identificação de possíveis estratégias de controlo dos períodos de carga;

Identificação dos impactos em termos ambientais e económicos, como a introdução

desta tecnologia na ilha, no sector dos transportes e no sector da produção de

energia.

4 – Cap. 1 Introdução

1.4 – Estruturação da Dissertação

O trabalho de pesquisa desenvolvido no âmbito desta dissertação está organizado em 6

Capítulos, 2 Apêndices e Cenários Estudados.

O primeiro Capítulo apresenta um enquadramento do problema em investigação, a

motivação da realização e os principais objectivos que se pretende alcançar com esta

dissertação.

No Capítulo 2, faz-se uma abordagem à mudança de paradigma da mobilidade eléctrica

que está a surgir. Aqui vai ser abordada a mudança de paradigma no sector dos transportes,

energia e armazenamento. É descrito o estado da arte do VE e a sua integração nas redes dos

SEE.

No Capítulo 3, apresenta-se a integração VEBs na Ilha das Flores, onde se faz uma

caracterização da ilha e se identificam os padrões de mobilidade dos seus residentes. É

apresentada a caracterização da rede eléctrica por sectores e os investimentos que estão

previstos para o próximo quinquénio para o sistema electroprodutor da ilha. Neste capítulo,

são igualmente apresentadas as metodologias para determinar os impactos económicos e

ambientais no sector dos transportes e na produção de energia eléctrica.

O Capítulo 4 contempla a modelização do comportamento de VEBs. Neste capítulo, são

expostas as estratégias de carregamento a serem utilizadas, que irão permitir identificar

todos os impactos, quer ao nível técnico, quer na geração do SEE da ilha por estratégia de

carregamento. A especial atenção vai para a metodologia da estratégia de carregamento

Inteligente pela capacidade que esta tem para minimizar as limitações de integração de VEBs

em grande escala. Com base nas estratégias, foram feitos estudos de integração destas novas

cargas na rede, criando vários ciclos de fluxos de potência para as 24 horas do dia.

No Capítulo 5, procede-se à demonstração dos resultados observados do estudo, de forma

detalhada por estratégias de carregamento, impactos ambientais e impactos económicos.

Para cada tipo de resultado é aqui feita uma análise pormenorizada dos mesmos. Neste

capítulo, é sistematizado um resumo das principais conclusões tiradas na investigação feita.

No Capítulo 6, estão descritas as principais contribuições que esta dissertação teve para a

procura das respostas ao impacto de integração de VEBs em redes isoladas.

No Apêndice A, estão indicados os dados completos da rede eléctrica usada nesta

dissertação. No Apêndice B, é apresentado o interface do programa com o utilizador

realizado no ambiente MatlabTM/módulo de análise de SEE Matpower desenvolvido para o

efeito na investigação. Nos Cenários Estudados, inclui a tabela com a descrição de cada um.

Sec. 2.1 Introdução - 5

Capítulo 2

A Mobilidade Eléctrica

Neste capítulo, vai ser feita uma abordagem detalhada do surgimento de tal mudança de

paradigma. Este está relacionado com a implementação de sistemas de transportes mais

amigos do ambiente, “permitindo” um quase retorno ao início do século XIX, através da

utilização de sistemas de tracção eléctrica nos veículos de transporte. Esta mudança pode

parecer estranha, mas a realidade é que a forma de energia utilizada actualmente nos MCI é

finita, o que está a levar a uma mudança de Paradigma da Mobilidade Eléctrica em três

sectores: Energia, Transportes e Armazenamento. Ao longo deste documento, vão ser

apresentados os impactos de tal mudança, os estudos que estão a ser realizados e as

inovações tecnológicas que estão a ocorrer nos diversos sectores e outras áreas conexas a

eles, para poder suportar tamanha mudança [1],[2].

2.1 - Introdução

No sector dos transportes, os construtores automóveis vão iniciar a construção em massa

de VEs, com diversas inovações tecnológicas, após terem realizado estudos e testes sobre as

várias inovações a colocar no mercado, contribuindo assim para a mudança de paradigma da

mobilidade. No sector do armazenamento, um dos sectores fundamentais nesta mudança de

paradigma, espera-se o desenvolvimento de tecnologias que forneçam aos construtores

automóveis o melhor rendimento e eficiência para os seus modelos de VEs. Actualmente, este

sector está a lançar no mercado um conjunto de soluções que permitem a alguns construtores

automóveis avançar brevemente com a fabricação destes veículos em massa.

No sector da energia, estão a ser abordadas as possíveis estratégias de gestão para evitar

os reforços de rede numa fase inicial, bem como o desenvolvimento de novas infra-estruturas

6 – Cap. 2 A Mobilidade Eléctrica

de monitorização e controlo desta nova realidade, de forma a maximizar a penetração de VEs

em grande escala nos SEE [3],[4], [5].

Nas próximas secções, descrever-se-á o estado da arte das várias tecnologias e principais

dificuldades a ultrapassar com o aparecimento deste novo paradigma.

2.2 - A Mudança de Paradigma no Sector dos Transportes

Os VEs já existem há mais de um século, inventados em 1828, tendo sido deixados de

produzir em meados do século XX. O aparecimento de grandes reservas de petróleo fez baixar

o preço dos combustíveis, levando à produção em massa de veículos com MCI, trazendo como

consequência a perda de popularidade e quase a sua extinção como meio propulsor de

transporte, a partir de 1930. Sabendo que o recurso energético, constituído pelos

combustíveis fósseis, em especial o petróleo, é finito e que a utilização é feita de forma

massiva, na maioria dos sectores de actividade, entre os quais o sector da produção de

energia e o sector dos transportes, está a conduzir a uma dependência energética deste

recurso, podendo o mesmo esgotar-se nas próximas décadas de acordo com as previsões de

produção actuais (Figura 2.1).

Figura 2.1 - Previsão da produção de petróleo para a próxima década [6].

Com o petróleo a escassear, de acordo com as previsões da Figura 2.1, e a procura a

aumentar, tal situação levará à instabilidade de preços, trazendo como consequência

enormes impactos ao nível económico. As projecções de preço do barril de petróleo para as

próximas décadas a serem verificadas, revelam motivos para alguma preocupação, (Figura

2.2).

Sec. 2.3 Estado da Arte do Veículo Eléctrico - 7

Figura 2.2 - Previsão do preço do petróleo para as próximas décadas [7].

Face ao exposto, faz todo o sentido a mudança de paradigma de modelo energético para

a mobilidade, tendo como objectivo a melhoria da qualidade de vida de todos nós, quer em

termos económicos, quer ambientais.

A utilização de ERs em grande escala, vai permitir a utilização de uma nova energia, mais

limpa com Zero Emissões (ZE) nos sistemas de propulsão dos VEs, eliminando a produção de

CO2 no sector da produção da energia e no sector dos transportes e assim contribuindo para a

redução das emissões e da factura energética de forma significativa.

2.3 - Estado da Arte do Veículo Eléctrico

Após a crise energética de 1970 e 1980, e com o aumento significativo das emissões de

Gases de Efeito de Estufa (GEE), surgiu o renascimento do interesse em VEs, baseados em

fontes de energia alternativas ao petróleo [8], tendo em conta as previsões avançadas na

secção anterior. Desde essa altura, têm sido desenvolvidos novos VEs, mas a taxa de

penetração é mínima, quando comparada com a dos convencionais. A razão pela qual o

mercado ainda não aumentou essa taxa relaciona-se com alguns indicadores que preocupam

os países, construtores e clientes finais: elevados custos de produção que se traduzem na

baixa penetração, falta de redes para os veículos poderem abastecer e autonomia pouco

satisfatória.

A maioria dos construtores automóveis está a fazer actualmente planeamentos para que

nos próximos anos, façam o lançamento e desenvolvimento de novas tecnologias de VEs,

através do desenvolvimento de novos motores, conversores de potência, controladores

electrónicos, carregadores de baterias, baterias e Pilhas de combustível.

Alguns países começam já implementar as suas estratégias de mobilidade eléctrica,

através de estudos de integração de VEs, assim como a melhoria e implementação de redes


de abastecimento em vários pontos das cidades e vilas, com o objectivo de maximizar a

penetração dos VEs.

Na Tabela 2.1, são apresentados alguns dos novos modelos de VEs em desenvolvimento ou

em fase de testes, com as respectivas características principais, que irão ser lançados

brevemente.

Tabela 2.1 - Características dos novos modelos de VEs que serão colocados no mercado.

Marca Modelo Tipo

VEMotor

Potência,Binário

[kW - Nm]

Bateria

PC

Capacidade

disponivel [kWh]

Alcance

Modo EV

[km]

Tempo de

Carga rápido

[80%]

Tempo de

Carga lentoMercado

BMW Mini-e VE MIP 150 - 220 Lithium - Ion 35 240 - 3 a 5h 2012

BYD E6 VE MIP 200 - 550 Lithium - FE 15 330 20m 5 a 8h 2010

BYD F3DM VEHLR MIP 50 - 400 Lithium - FE 16 100 20m 5 a 8h 2010

Chevrolet Volt VEHLR AC 111 - 370 Lithium - Ion 16 60 30m 8h 2011

Citroen Ev'ie VE MI 30 - Lithium - Ion - 35 - 6h 2009

Ford Focus VE MIP 100 - 320 Lithium - Ion 23 120 - 8h 2010

Honda FCX Clarity VEPC MIP 100 - 256Lithium - Ion

PEM- 620 - - 2009

Mitsubishi i-MiEV VE MIP 47 - 180 Lithium - Ion 16 130 30m 7h 2010

Mercedes E-Cell VE MIP 100 - 320 Lithium - Ion 35 200 - 2h 2010

Mercedes E-Cell plus VEHLR MIP 100 - 320 Lithium - Ion 35 100 - 1h 2010

Mercedes F-Cell 90kW VEPC MIP 100 - 320 Lithium - Ion 35 400 - - 2010

Nissan Leaf VE MIP 80 - 280 Lithium - Ion 24 160 30m 8h 2011

Opel Ampera VEHLR MIP 110 - 370 Lithium - Ion 16 60 30m 8h 2011

Peugeot iON VE MIP 47 - 180 Lithium - Ion 16 130 30m 7h 2010

Pininfarina Blue Car VE MIP 50 - Lithium - Poli 30 150 - - 2010

Renault ZOE VE MIP 70 - 226 Lithium - Ion 20 160 20m 4 a 8h 2012

Renault kangoo Z.E. VE MIP 70 - 226 Lithium - Ion 20 160 20m 4 a 8h 2012

Renault Fluence Z.E. VE MIP 70 - 226 Lithium - Ion 20 160 20m 4 a 8h 2012

Smart EV VE MIP 30 - 120 Lithium - Ion 17 135 20m 8h 2012

Tesla Motors Roadster VE MI 185 - Lithium - Ion 53 362 30m - 2010

Toyota Prius V3 VEHLR MIP 60 - 207 Ni-MH 27 50 - - 2010

Toyota FCHV - adv VEPC MIP 90 - 260 Ni-MHPE - 760 - - 2008

Volkswagen Golf ECE VE MIP 150 - - Lithium - Ion - 200 - - -

Volvo C30 VE MIP 82 - Lithium - Ion 24 150 30m 8h 2011

[9],[10],[11],[12], [13].

Subsec. 2.3.1 Tipo de Veículos Eléctricos - 9

Alguns dos modelos referidos na Tabela 2.1, já se encontram em comercialização com

versões anteriores, como por exemplo: I-Miev, Volt, Prius e Honda FCX.

2.3.1 – Tipo de Veículos Eléctricos

A mudança de paradigma de modelo energético para a mobilidade está a trazer o

desenvolvimento e implementação no sector automóvel de várias configurações de VEs, de

acordo com os apresentados na secção anterior (Tabela 2.1). Nas próximas subsecções, serão

descritas as várias tipologias de VEs que existem ou que estão prestes a ser lançadas no

mercado: VEB, VEH, VEHLR e VEPCLR

2.3.1.1 – Veículo Eléctrico a Bateria

O VEB é um veículo que utiliza a energia eléctrica proveniente da rede de distribuição

pública, para recarregar a bateria instalada no interior do veículo. A energia recebida é

armazenada na bateria, de forma electroquímica. Esta energia armazenada é convertida em

energia eléctrica, sendo esta transportada até ao Motor Eléctrico (M/G) que fará a sua

conversão em energia mecânica, proporcionando assim o movimento do veículo, com ZE e

sem ruído. Se no VEB estiver implementado o sistema de Travagem Regenerativa (TR) é

também possível armazenar a energia produzida em situações de travagem ou diminuição de

velocidade, através da conversão da energia cinética em energia eléctrica pelo M/G, a qual

será armazenada na bateria. A configuração parcial dos componentes de um VEB, estão

representados na Figura 2.3.

Com os novos desenvolvimentos de baterias, os VEBs têm a capacidade de

armazenamento entre 20 e cerca de 60 kWh, permitindo a sua interligação com a rede

eléctrica de distribuição, através do consumo de energia e, num futuro muito próximo,

fornecendo energia de acordo com as necessidades da rede, através de uma funcionalidade

de Veículo Ligado à Rede (VLR), [2], [14].

Figura 2.3 - Configuração parcial dos componentes de um VEB [15],[16].

10 – Cap 2. A Mobilidade Eléctrica

2.3.1.2 – Veículo Eléctrico Híbrido

O VEH caracteriza-se por possuir mais do que uma fonte de energia de propulsão,

incorporando na sua estrutura um MCI e um M/G (que também funciona como gerador em

caso de TR) associado a uma bateria de pequena capacidade (Figura 2.4). Este tipo de veículos

pode ter diferentes arquitecturas de modo a serem atingidos vários objectivos: diminuição do

consumo de combustível, aumento de potência e diminuição das emissões de C02, quer na

cidade, quer em estrada, quando utilizados os dois tipos de motores.

O princípio da tracção híbrida utilizada neste VEH corresponde à associação de duas

fontes de energia, inseridas no próprio veículo, para o fornecimento da energia necessária à

tracção. Uma das fontes é a bateria de apoio, que pode armazenar a energia eléctrica

produzida internamente e posteriormente restituí-la ao M/G. A outra fonte é um depósito de

combustível que alimenta o MCI e que pode accionar directamente as rodas ou fornecer

energia mecânica ao gerador eléctrico. Este tipo de veículos não permite a ligação à rede

eléctrica de distribuição.

Se no VEH estiver implementado o sistema de TR é também possível armazenar a energia

produzida com este sistema na bateria. Em termos de emissões, estes veículos emitem CO2

para a atmosfera, embora em menor quantidade que os convencionais, pelo facto de em

determinados regimes de funcionamento estar só o motor eléctrico a funcionar ou então o

MCI e o motor eléctrico, em simultâneo [17].

Figura 2.4 - Configuração parcial dos componentes de um VEH [15].

2.3.1.3 – Veículo Eléctrico Híbrido com Ligação à Rede

O Veículo Eléctrico Híbrido com ligação à rede (VEHLR) (Figura 2.5), é semelhante em

termos de arquitectura do VEH, sendo de destacar as seguintes diferenças: uma maior

capacidade de armazenamento da bateria e a possibilidade de ser efectuado o seu

carregamento através de uma ligação à rede eléctrica de distribuição.

Subsec. 2.3.1.4 A Pilhas de Combustível - 11

Desta forma, as fontes de energia de propulsão do VEHLR são: a bateria, permitindo ao

veículo eléctrico ter um raio de alcance variável, dependendo da sua capacidade; e o

depósito de combustível fóssil, que confere uma autonomia adicional ao veículo, em caso de

esgotamento da energia armazenada na bateria. Se no VEHLR estiver implementado o sistema

de TR é possível armazenar a energia resultante deste sistema na bateria. Este tipo de

veículo, dentro do raio de alcance da fonte de energia eléctrica, comporta-se de forma

semelhante a um VEB em termos ZE, permitindo a redução de factura energética, podendo-se

considerar um VEB nestas condições [14].

Figura 2.5 - Configuração parcial dos componentes de um VEHLR [15], [18].

2.3.1.4 – Veículo Eléctrico a Pilhas de Combustível com Ligação à Rede

O Veículo Eléctrico a Pilha de Combustível com Ligação à Rede (VEPCLR), de acordo com

a Figura 2.6, caracteriza-se pela produção de energia eléctrica no interior do veículo através

de processos electroquímicos. Existem vários tipos de Pilhas de Combustível (PC),

normalmente são utilizadas nos VEPCLR as designadas por electrólito de membrana

polimérica. Estas usam como combustível a Substância Molecular Hidrogénio (H2) e a

Substância Molecular Oxigénio do ar (O2) para produzir electricidade. A energia eléctrica

produzida, serve para alimentar o M/G e para a armazenar na bateria. À semelhança dos

anteriores VEs, os VEPC ou VEPCLR também poderão estar equipados com sistemas de TR para

produzir energia eléctrica armazenável na bateria.

Este tipo de veículo é mais complexo, quando comparado com a tecnologia a bateria e

híbridos. Tem uma relação custo/benefício elevado. A produção do combustível H2 puro traz

dificuldades de transporte, distribuição e armazenamento, só sendo viável em termos

ambientais e económicos, se for produzido por fontes de ER. A operação em clima muito frio

pode ser problemático para os VEPC, face ao possível congelamento da PC. Em termos de

emissões, as PC libertam apenas água e calor, tornando o veículo com ZE [14], [19].

12 – Cap 2. A Mobilidade Eléctrica

1º

2º

3º

4º

Figura 2.6 - Configuração parcial dos componente de um VEPCLR [15],[18].

Descrição da função dos componentes mais importantes:

1º Tanque de armazenamento do H2 puro - O H2 é armazenado em alta pressão no

reservatório, cerca de 5000 libras / polegada2, permitindo o alcance de aproximadamente

122 km. A pressurização é efectuada por um compressor de ar, que tem como função a

injecção de uma taxa de combustível H2 e O2, na PC, de acordo com as necessidades de

potência;

2º Pilha de combustível – Tem por função: produzir energia eléctrica, através dos

combustíveis H2 e O2, de acordo com o esquema de princípio de funcionamento (Figura 2.7);

Figura 2.7 - Princípio funcionamento de uma PC.

3º Bateria - Tem por função: armazenar a energia produzida pela PC, pelo processo de TR

ou diminuição de velocidade, de apoio aos motores em caso de necessidade de maior

potência, como se pode ver na Figura 2.8 e ainda de apoio a outros dispositivos eléctricos.

Nas várias fases da gestão de energia, na qual a bateria é solicitada, a unidade de

controlo do motor faz a gestão da produção e do armazenamento da energia [20];

Subsec. 2.3.2 Tipos de Motores - 13

Figura 2.8 - Operação do sistema VEPCLR em várias fases da gestão da energia.

4º Motor Eléctrico - Tem por função: receber a energia produzida pela PC e da bateria,

transformando a energia eléctrica em mecânica, conseguindo assim atingir velocidades

comparadas aos veículos tradicionais.

2.3.2 – Tipos de Motores

Os Motores utilizados nas várias tipologias de VEs, discriminados na secção 2.3 (Tabela

2.1), podem ser considerados como um dos componentes principais do VE. Nesta subsecção,

vai-se abordar de uma forma resumida os objectivos que se pretendem para que os M/G

tenham altos desempenhos e eficiência. Para que isso suceda, devem satisfazer determinados

requisitos:

Elevada densidade de potência;

Elevada potência instantânea;

Binário elevado a baixas velocidades, para o arranque e subidas;

Potência elevada a velocidades elevadas;

Ampla gama de velocidades, incluindo regiões de binário e potência constante;

Rendimento elevado nas diversas gamas de velocidade e binário;

Rendimento elevado na travagem regenerativa;

Fiabilidade elevada dos vários estados de operação do veículo.

Os principais tipos M/G utilizados nos VEs são: Motor de Corrente Contínua (MCC), Motor

de Indução ou Assíncrono (MI), Motor Síncrono de Imanes Permanentes (MIP) e o Motor de

Relutância Comutado (MRC). Na Tabela 2.2, pode-se verificar a avaliação qualitativa das

diversas características dos M/G, com o objectivo de se identificarem as tecnologias que

poderão ter maior interesse/performance em aplicações de VEs.


Tabela 2.2 - Características de avaliação dos diferentes M/G de tracção [21].

MRCMIPMIMCC

Classificação dos Sistemas de Propulsão

Características

Densidade de potência 2,5 3,5 5 3,5

Eficiência 2,5 3,5 5 3,5

Controlabilidade 5 5 4 3

Fiabilidade 3 5 4 5

Maturidade Tecnológica 5 5 4 4

Custo 4 5 3 4

22 27 25 23

Total

5 - Excelente

4 - Muito Bom

3,5 – Bom

3 – Suficiente 2,5 – Suficiente menos

Analisando comparativamente os totais das classificações das características dos

diferentes sistemas de propulsão referidos na Tabela 2.2, permite-nos concluir que o MI e o

MIP são os mais indicados para os VEs.

Todos os motores da Tabela 2.2 têm a capacidade de funcionarem como geradores

aproveitando a energia da TR e da diminuição da velocidade para a transformarem em

energia cinética em eléctrica, que por sua vez será encaminhada para a bateria. A escolha de

um M/G está relacionada com as seguintes características: o rendimento, o peso e custo do

sistema de propulsão completo [21], [22].

2.3.3 – Infra-Estruturas de Carregamento

Com a mudança anunciada no paradigma da mobilidade, os utilizadores de VEs vão ter à

sua disposição no mercado, diferentes tipologias de infra-estruturas de carregamento, que

irão diferir em função das distâncias que o VE vai necessitar de percorrer.

Em situações em que o utilizador faz pequenas deslocações, o tipo de carga aconselhável

é uma carga normal. Em médias deslocações, o tipo de carga poderá ser normal ou rápida;

por fim, para deslocações longas, o tipo de carga pode ser normal, rápida ou efectuar o modo

de troca rápida de bateria [23], [24].

Nas subsecções seguintes, vão ser descritos os modos de carga a utilizar, dependendo do

local onde se encontra o VE e do tempo que o utilizador tenha disponível para o efeito.

Subsec. 2.3.3 Infra-Estruturas de Carregamento - 15

2.3.3.1 – Carga Normal

A carga normal pode ser feita numa tomada normal de 230 Volt (V) de 10 a 20 Ampere

(A), permitindo recarregar o VE entre 4 a 8 horas, este modo de abastecimento é adaptado

para VEs estacionados durante a noite em parques privados e durante o dia de trabalho em

estacionamentos colectivos preparados para o efeito [25]. Na Figura 2.9, podemos ver o tipo

de cabo de ligação, posto de carregamento/VEs que está a ser desenvolvido para os

fabricantes de automóveis europeus, que permitirá carregar com uma fase ou com as três.

Figura 2.9 - Cabo de carregamento, Mennekes [26].

2.3.3.2 – Carga Rápida

A carga rápida pode ser feita numa infra-estrutura, de acordo com a Figura 2.10, com uma

potência disponível de 22 a 44 kW [27], fornecendo uma gama de correntes entre 30 a 63 A,

em modo trifásico, permitindo recarregar 80% da bateria entre 20 a 30 minutos.

Figura 2.10 - Arquitectura de uma infra-estrutura de carga, Mennekes [26].

2.3.3.3 – Troca Rápida de Bateria

A possibilidade de troca de bateria, está a ser desenvolvida através da criação de

estações para o efeito, (Figura 2.11), onde vai ser possível trocar a bateria entre 3 a 5

minutos, através de um processo automatizado, de uma forma limpa e cómoda para o

utilizador [28].

Colocação da bateria

Montagem e verificações

Armazenagemda bateria

Remoção da bateriadescarregada

Fim Início

Bateria

Figura 2.11 - Arquitectura de uma infra-estrutura de troca rápida de bateria.


2.3.4 – Tecnologias de Armazenamento e Produção de Energia.

Com o aumento da procura de combustíveis fósseis, do preço e das emissões de GEE,

tornou-se urgente desenvolver novas tecnologias de armazenamento e de produção para as

diversas tecnologias eléctricas, referidas na secção 2.3.1, designadamente baterias e PC. O

objectivo principal destes desenvolvimentos é fazer com que os VEs sejam os substitutos dos

veículos com MCI, contribuindo desta forma para a redução das emissões e da factura

energética.

Como se sabe, um dos componentes mais importantes de um VE é a fonte de

armazenamento. Sem esta, não é possível colocar todo o sistema de propulsão a funcionar em

modo eléctrico. Actualmente, com os novos desenvolvimentos das baterias, já é possível

ultrapassar as lacunas que estas fontes de alimentação tinham para tornar os VEs mais

competitivos, face aos veículos com MCI, devido ao facto de terem um peso elevado, grandes

volumes, baixa densidade energética, provocarem impactos negativos para o meio ambiente

e ciclos de vida bastante curtos para os diversos Estados de Carga da Bateria (ECB).

Nas subsecções seguintes, será feita uma referência parcial das tecnologias de baterias

secundárias (recarregáveis) que existem, bem como as que vão existir num futuro próximo.

2.3.4.1 – Bateria de Chumbo-Ácido

A bateria de Chumbo-Ácido (PbSO4), a bateria mais antiga e mais desenvolvida, tem uma

característica pouco usual; ambos os eléctrodos estão envolvidos no mesmo elemento

químico, o chumbo, e daí a designação de bateria de Chumbo-Ácido [29]. Existem três

principais tecnologias de baterias ácidas; Líquidas, Gel e Sólidas [30]. Dentro das líquidas,

existem três tipos: as de arranque inicial, ciclo profundo e as de ciclo profundo marinho. As

de gel, são baterias seladas, não precisam de manutenção. No seu processo de fabricação

usam uma nova tecnologia, designada por Válvula de Regulação (PbSO4 VRLA)[31]. As sólidas

também usam a tecnologia VRLA, funcionando melhor que as de Gel, em vez de usarem o gel

usam uma fibra de vidro a isolar o electrólito.

As vantagens destas baterias são: relativamente baratas, têm resistência a grandes

variações de temperatura e grande durabilidade, tem como desvantagens o peso, um tempo

longo de carregamento e fácil descarregamento. As baterias com estas características não são

utilizadas em nenhuma tecnologia de VEs actualmente.

Subsec. 2.3.4 Tecnologias de Armazenamento - 17

2.3.4.2 – Bateria Zebra

As baterias de Níquel Cloreto de Sódio (NaNiCl) são vulgarmente conhecidas por Zebra,

têm alta potência porque as pilhas que a constituem têm grande capacidade, normalmente é

utilizada para baterias de grande energia específica, superior a 20 kWh. Este tipo de bateria,

está vocacionada para a tracção eléctrica, podendo ser utilizada em VEBs. Nas configurações

de VEH e VEHLR não são usadas pelo facto de este tipo de tecnologias só utilizarem baterias

de pouca capacidade.

As vantagens da sua utilização são: serem projectadas para veículos eléctricos urbanos,

terem ciclos de carga até aos 3500 ciclos, pode operar em ambientes de temperatura

elevada, entre 270 a 350º e, em termos ambientais, todos os materiais são recicláveis e de

baixo custo. Uma das desvantagens inerentes a estas baterias é o facto de ser necessário um

período longo de aquecimento, cerca de 24 horas, caso se deixe que as baterias arrefeçam

totalmente [32],[33],[34].

2.3.4.3 – Bateria Níquel-Hidreto Metálico

As baterias de Níquel-Hidreto Metálico (Ni-MH) estão em desenvolvimento há bem mais de

vinte anos. Tornaram-se generalizadas nos meios tecnológicos usados actualmente,

fornecendo energia a tudo, desde telefones celulares até VEH [35].

As vantagens de utilização deste tipo de baterias são: alta densidade energética,

admitem cargas rápidas e lentas, não têm efeito de memória, respeitam o meio ambiente e

têm ampla gama de temperaturas de funcionamento. Como desvantagens, têm alta taxa de

descarga, são menos tolerantes a sobreaquecimento e podem-se deteriorar com

armazenamentos prolongados no tempo [36].

As baterias de Ni-MH estiveram na liderança da utilização nos VEH e VEHLR. Actualmente,

com a entrada em força das tecnologias de lítio, está a diminuir a sua utilização por parte dos

construtores, centrando-se a aposta em baterias de Lítio [37].

2.3.4.4 – Bateria de Iões de Lítio

As baterias de Iões de Lítio são o tipo de baterias que estão a ser utilizadas de forma mais

intensiva nos VEs. Infelizmente, o metal de lítio, por si só, é altamente reactivo com ar e

com a maioria dos electrólitos líquidos. A elevada concentração deste metal no interior duma

bateria pode tornar-se instável e eventualmente dar origem a explosões [29]. Para contornar

esta situação, tem que se recorrer a um controlo apertado do estado de carga de cada

elemento da bateria, incluindo as correntes e tensões máximas e mínimas que podem ser

suportadas por estes. Uma bateria de lítio segura não é, portanto, apenas um conjunto de


elementos ligados em série, como no caso das baterias de Chumbo-Ácido, mas antes uma

associação inteligente entre um conjunto de elementos de Lítio e um sistema de controlo por

hardware e software, designado por sistema de gestão da bateria, que vai assegurar o

correcto funcionamento das pilhas individualmente e da bateria no seu conjunto [38].

As vantagens da sua utilização são: fornecem uma elevada densidade de energia, baixa

resistência interna, ciclos de vida grandes, superiores a quinhentos, não têm o efeito de

memória, admitem maiores valores de temperatura, têm poucos impactos em termos

ambientais e menores custos de produção em comparação com os outros tipos de baterias.

As desvantagens ocorrem quando acontecem sobrecargas e grandes descargas profundas.

2.3.4.5 – Bateria de Fosfatos de Ferro de Lítio

A bateria de Fosfatos de Ferro de Lítio (LiFePO4) é um tipo de bateria recarregável com

base na química original de iões de lítio. As principais vantagens para LiFePO4 são: a melhoria

da segurança através de maior resistência à fuga térmica; maior corrente de descarga

podendo ir a 100 vezes a capacidade nominal da bateria; baixa impedância durante qualquer

ciclo de descarga; não explodem sob condições extremas; pesam menos; podem ser

continuamente descarregadas a uma taxa de 35 vezes a capacidade nominal da bateria

mantendo a capacidade pela totalidade; têm um custo muito baixo por Wh; têm poucas

perdas; têm tempo de recarga muito rápido, cerca de 6 minutos devido à nano estrutura dos

eléctrodos [17] e têm um tempo de vida alargado.

Em termos ambientais, não contém nenhuns metais pesados tóxicos, podem ser recicladas

com um impacto ambiental mínimo, sendo a bateria química mais amiga do meio ambiente.

2.3.4.6 – Bateria de Fosfatos de Magnésio de Ferro de Lítio

A bateria de Fosfatos de Magnésio de Ferro de Lítio (LiFeMgPO4) é um dos materiais mais

promissores para o cátodo de iões de lítio, está em fase de grande desenvolvimento e testes

por parte da empresa Valence [39] ,[40]. Actualmente, a popularidade do fosfato de

magnésio de ferro começa a crescer, como uma das tecnologias químicas mais seguras. Muitas

empresas, especialmente fabricantes de VEs, começam a interessar-se em mudar para este

tipo de tecnologia.

2.3.4.7 – Bateria Sulfureto de Sódio

As baterias Sulfureto de Sódio (NAS) são eficientes cerca de 89%, não sendo utilizadas em

VEs, servem para estabilizar a produção de energia renovável e prestar serviços auxiliares à

Subsec. 2.3.4 Tecnologias de Armazenamento - 19

rede. Tendo em conta a eficiência destas baterias, parece abrir-se aqui um grande potencial

para servir de apoio a picos de procura de VEs e outras cargas através de um novo processo

bateria para o veículo ligado à rede, interligando-as com RI.

2.3.4.7 – Bateria de Lítio de Oxigénio, em Investigação

Sabendo que o recurso fóssil é finito, a empresa IBM iniciou um estudo para melhorar as

estratégias de armazenamento para VEs, tendo por objectivo passar de uma autonomia de

160 km para 800 km. Um projecto ambicioso está neste momento em curso com o objectivo

de atingir essa autonomia [41]. Esse projecto pretende atingir esse objectivo com uma

tecnologia de bateria de Lítio de Oxigénio, cuja viabilidade foi demonstrada no início deste

ano na Universidade de St. Andrews na Escócia [42]. As baterias de lítio de oxigénio são as

únicas que, ao invés de ser um sistema fechado, utilizam o oxigénio atmosférico,

aproveitando o oxigénio do ar como cátodo da bateria [43]. A IBM acredita que com as suas

técnicas de fabricação de semicondutores, em nano escala lhes permitirá cumprir os

objectivos do projecto [42].

2.3.4.8 – Principais Diferenças das Tecnologias

Na Tabela 2.3, pode-se verificar de uma forma resumida as principais diferenças de

tecnologias abordadas nas subsecções anteriores, e uma previsão de desenvolvimento para o

futuro assinalada com asteriscos. Quando se fala aqui em futuro, considera-se que em cada

ano que passa a energia específica aumenta 10%. Este tipo de indicador leva a que estejam

sempre a surgir novas soluções e novas tecnologias.

Tabela 2.3 - Principais diferenças entre as baterias referidas nas secções anteriores.

Tipo

Pilha

[V]

Nominal

Bateria

Energia

Especifica

[Wh/kg]

Densidade

Especifica

[Wh/l]

Potência

Especifica

[W/kg]

Taxa

Descarga

máx [c]

Ciclos

80%

PD

Faixa

Tempratura

Custo

[€/kWh]

[min - máx]

Fabricantes Data

Futuro

Fonte

Eurobat

Pb-SO4 2 30 - 40 60 - 75 180 10 500 - 800 100 - 150 Excide 1881 *Pb-SO4 (VRLA) 2 40 250 500 0°C a 40 °C 116 - 151 Varta **

Ni-Cd 1,2 40 - 60 50 - 150 150 2000 0°C a 40 °C 400 - 800 Saft 1956 *Ni-MH 1,2 30 - 80 140 - 300 250 - 1000 20 1500 -20 °C a 60°C 559 - 666 JCI 1990 ***NaNiCl 2,58 120 181 150 ~3500 -40 °C a 50°C 300 Zebra 1982 *Lítio 4,2 - 2,7 100 - 158 185 - 220 245 -430 baixa > 1000 -20 °C a 60°C 700 - 860 Sonny 1992 ****LiFePO4 3,9 - 2,3 100 -120 135 -150 2000 - 4500 50 > 3500 -40 °C a ~85°C 40 - 200 Thunder-Sky 2006 *****LiFeMgPO4 3,2 3 > 2000 -40 °C a 50°C 1 Valence 2002 ******Li-Ti 2,9 - 1,5 72 - 116 400 - 1100 1 >5000 -40 °C a 55°C Altair Nano ******Li-O2 2,5 3050 Em estudo 2009 ?

Para se ter uma visão geral da evolução do tipo de baterias, em termos de energia

específica, densidade específica a serem disponibilizadas, bem como os seus futuros

desenvolvimentos, que irão influenciar decisões a adoptar nos SEE, vai ser feita uma análise

gráfica na subsecção seguinte dos principais indicadores.


2.3.4.9 – Análises Gráficas de Alguns Indicadores das Baterias

Na Figura 2.12, pode-se verificar a evolução dos vários tipos de baterias desde 1970 até

2010, considerando o indicador Energia Específica Wh/kg

Figura 2.12 - Evolução do tipo de baterias em termos de Energia Específica Wh/kg.

Na Figura 2.13, pode-se verificar a tendência de evolução em tamanho e em peso dos

vários tipos de baterias. As baterias do tipo: Pb-SO4, Ni-Cd, Ni-MH estão estagnadas em

termos de energia e densidade específica. A relação entre a Energia Específica Wh/kg e a

Densidade Específica Wh/l, como se pode ver é a seguinte: quanto maior a densidade

volumétrica menores são as baterias, logo ocupam menos espaço, quanto maior a energia

especifica, mais leves se tornam as baterias, mais energia disponível para VEs [44].

Figura 2.13 - Tendência do tipo de baterias em termos de Energia e Densidade Específica.

Na Figura 2.14 faz-se a apresentação de uma previsão da evolução das baterias de Lítio

para o ano 2020 com base em alguns pressupostos enumerados a seguir, com o objectivo de

atingir o raio de alcance de aproximadamente 400 km em 2020 [45]:

Sec. 2.4 Integração Inteligente de VEs nas Redes - 21

1º Consumo de 12,5 kW para realizar 100 km.

2º A Bateria em 2010 será de 20 kWh.

3º Considerou-se que o peso da bateria será sempre 200kg, ao longo de todos os anos.

200 kg

60

20

125

25 36

180100

12

Energia específica [W.h/kg]

Capacidade da bateria [kW.h]

0

100

200

300

400

Ni-MH Li-Iões 2010 Li-Iões 2015 Li-Iões 2020

[km]

Tipo Bateria

Evolução do raio alcance até 2020

Figura 2.14 - Evolução do raio de alcance da tecnologia de Iões de Lítio até 2020.

2.4 - Integração Inteligente de Veículos Eléctricos nas Redes

A integração de VEs nas redes eléctricas vai trazer uma mudança de paradigma no tipo de

cargas existentes na rede. O perfil de carga de cada cliente vai variar de forma significativa

de local para local. A forma de variação do diagrama de carga dos consumidores, em

resultado do consumo adicional com origem na necessidade de carga dos VEs, pode ter

consequências importantes em termos de comportamento da rede eléctrica, nomeadamente

no que se refere à degradação do perfil das tensões ou dos níveis de congestionamento dos

ramos [3]. No sentido de limitar tais consequências sobre a rede, de forma a permitir

integrações massivas de VEs, que exigiriam investimentos avultados de reforço/expansão da

rede, adopta-se como alternativa o desenvolvimento de sistemas avançados de controlo.

Esses sistemas têm por objectivo permitir gerir as acções de carga dos VEs de acordo com as

especificidades da rede onde os mesmos são integrados, bem como de acordo com aspectos

específicos dos seus utilizadores. O objectivo a atingir centra-se na maximização da

utilização da infra-estrutura de rede existente, bem como na maximização da integração dos

VEs.

Nas infra-estruturas de carregamento: passará a haver diferentes opções de

carregamento, necessidade de sistemas de facturação para clientes em mobilidade constante

e estacionária, novos modelos de negócio e sistemas de pagamento variados. Ao nível da

gestão da rede vai haver a necessidade de: novas infra-estruturas para a gestão da carga,


com capacidades para sugerir aos clientes, com determinado perfil de consumo, que façam a

carga nas horas em que há excedente de produção, através de estratégias de preço de

mercado, se possível em tempo real. Vai ser implementado o armazenamento como forma de

contribuir nas horas de ponta como estabilizadores da tensão da rede e se possível

fornecendo energia à rede através da funcionalidade VLR.

2.4.1 - Potenciais Impactos de Integração de VEs nas Redes

Foram feitos estudos recentemente por uma equipa de investigadores do Inesc Porto,

para identificar os impactos da introdução de VEs em larga escala numa rede de teste de

Média Tensão (MT), representativa de uma área residencial em Portugal. Através destes

estudos foi feita a identificação de forma detalhada, dos procedimentos de gestão para lidar

com a ligação de VEs. Os estudos foram feitos em situações de hora de ponta e contemplaram

a utilização de vários tipos de tecnologias VEs para cenários de integração diferentes. Foram

analisados os impactos nos perfis de tensão e congestionamentos com o objectivo de analisar

os limites técnicos da rede. Foram também avaliadas as perdas da rede para um perfil de

carga diária típica.

Com este estudo, foi possível identificar as estratégias a adoptar no futuro com o

objectivo de integrar o maior número VEs, minimizando a necessidade de reforço ou

mudanças nas actuais infra-estruturas do SEE. Três estratégias de gestão foram utilizadas na

pesquisa realizada: 1ª - Carregamento Livre (CL); 2ª - Carregamento através de Tarifa Bi-

horária (TBH) e, por fim, 3ª - Carregamento Inteligente (CI). As características destes

procedimentos de gestão serão apresentadas no Capítulo 4 de forma mais detalhada.

Uma das conclusões tiradas deste estudo revelou que a utilização da estratégia de

carregamento Livre por parte dos utilizadores, leva a que a rede analisada não suporte mais

de 10% de VEs, se não for feito o reforço da rede. Face a esta conclusão duas estratégias

podem ser introduzidas de forma a permitir uma maior integração de VEs, evitando novos

investimentos por parte do operador de rede. Uma é a utilização de tarifas económicas, do

tipo Bi-horária, permitindo que os carregamentos sejam deslocados para fora das horas de

ponta, onde há maior disponibilidade de recurso, outra é a utilização de procedimentos de

gestão da carga activos do tipo Carregamentos Inteligentes, monitorizando a rede a cada

momento e permitindo o uso mais eficiente dos recursos [3],[4].

Subsec. 2.4.2 Necessidade de Infra-Estruturas de Controlo Avançadas - 23

2.4.2 - Necessidade de Infra-Estruturas de Controlo Avançadas

Para a resolução dos problemas de impacto de integração de VEs nas redes dos SEE há a

necessidade de implementação de infra-estruturas de controlo avançadas do tipo MR ou

Multi-Micro Redes (MMR), que sirvam de suporte às estratégias de gestão enunciadas na

subsecção anterior, através da criação de centro de dados, controlos hierárquicos da rede,

introdução de contadores inteligentes e sistemas de comunicações robustos [5].

Nas subsecções seguintes, será descrito de uma forma detalhada o tipo de MR, bem como

o projecto InovGrid (IG) que está a ser desenvolvido e testado pelo distribuidor Português EDP

para ser implementado no SEE nas zonas de AT/MT/BT.

2.4.2.1 – Micro-Rede

Com a integração nas redes de BT de sistemas de micro geração (μG), PC, micro turbinas

a gás, micro turbinas eólicas e painéis solares fotovoltaicos, juntamente com sistemas de

armazenamento e a possibilidade de exploração da controlabilidade de algumas cargas dos

consumidores (por ex: cargas com elevada inércia térmica, alguns electrodomésticos como

máquinas de lavar, e futuramente a carga dos próprios VEs), está a despertar a atenção de

especialistas em todo o mundo, como uma possibilidade da exploração de um conjunto de

recursos de natureza distribuída e que podem contribuir de forma decisiva para a mudança de

paradigma de geração centralizada para a geração distribuída [5]. Face a estas mudanças,

surgiram programas-quadro entre 1998-2002, através do financiamento de vários projectos de

ID, tal como o projecto "Micro-Redes - Integração de grande escala de micro geração em

redes de baixa tensão" [5].

Dentro deste projecto, o conceito de MR foi definido como uma rede BT, podendo esta

ser estabelecida em diversas situações, como por exemplo: uma pequena área urbana, uma

ilha, um centro de compras ou um parque industrial. A MR além das suas cargas e de diversos

sistemas pequenos de geração modular, pode fornecer energia e calor para cargas locais

através de pequenos sistemas de produção combinada de calor e potência, pode incluir

também dispositivos de armazenamento (como baterias do tipo NAS, baterias de VEs,

volantes de inércia - do tipo flywheel e super condensadores) e sistemas de controlo e gestão

de rede suportados por uma infra-estrutura de comunicação.

O conceito de MR desenvolvido no âmbito do projecto MR é mostrado na Figura 2.15, onde

está esquematizada a arquitectura de uma rede de distribuição de BT, típica, conectada ao

enrolamento secundário de um Transformador de Distribuição (TD).


CV

CV

CμG

CμG

CμGCμG

CμG

CC

CC

CCCμG PC

μGV

μT

μT

μGFV

μGFV

DA

BT

MT

SGD CCMR

TD

CμG

Figura 2.15 - Arquitectura de uma MR.

Em condições normais, a MR está interligada com a rede de MT a montante MT/BT. No

entanto, em situações de necessidade de isolamento ou, por defeito do lado da MT, a MR

deve ter a capacidade de operar de forma estável e autónoma, exigindo o desenvolvimento

de estratégias de controlo adequadas, a fim de permitir a operação em rede isolada. As

fontes de geração de energia MR também podem ser exploradas localmente, a fim de

promover uma estratégia de restauração de serviço na sequência de um apagão geral [5].

De acordo com a Figura 2.15, a MR é controlada centralmente por uma unidade designada

por Controlador Central da Micro-Rede (CCMR) com nível de controlo 3, instalada no TD, no

lado secundário de onde deriva a MR, sendo responsável por diversas funcionalidades:

controlo da geração das fontes de micro geração referidas anteriormente e o controlo activo

das cargas com o objectivo de efectuar uma optimização da operação. No caso já referido

anteriormente, se a rede ficar isolada, o bom funcionamento do sistema exige a comunicação

entre os vários patamares hierárquicos, ficando esta unidade de controlo responsável por

fazer o controlo de frequência, dando instruções aos sistemas de geração e cargas em

fracções de segundos para que a mesma fique dentro dos valores regulamentares. O CCMR é

também responsável pela reposição do serviço ao cliente, tendo em conta os tempos de

reposição de serviço.

Num nível hierárquico inferior, cada carga, VE e unidade de micro geração são

controlados por um Controlador Carga (CC), Controlador de Veículo (CV) e um Controlador de

Micro Geração (CμG) respectivamente. Com base na informação recebida pelo CCMR estes

sistemas, controlam a carga através do conceito de ininterruptibilidade das cargas, bem como

o controlo local de potência activa e reactiva das unidades de micro geração. Espera-se que o

CCMR comunique com o nível 1 de controlo, desempenhado pelo Sistema de Gestão da

Subsec. 2.4.2 Necessidade de Infra-Estruturas de Controlo Avançadas - 25

Distribuição (SGD), colocado a montante da rede de MT, contribuindo para uma melhoria do

sistema de operação da distribuição em MT e para possíveis acordos comerciais entre a

entidade singular da MR e o Operador da Rede de Distribuição (ORD) [46].

2.4.2.2 – Multi-Micro Redes

O conceito de Multi-Micro Redes (MMR) surge como uma extensão do conceito de MR. Este

conceito foi desenvolvido no âmbito do projecto Europeu More MicroGrids e está relacionado

com uma estrutura hierárquica multi-nível, a estabelecer ao nível da rede de distribuição de

MT, englobando MR ao nível das redes de distribuição de BT, bem como as unidades de

produção dispersa conectadas à própria rede de distribuição MT.

A operação coordenada de várias MR e unidades de produção dispersa, no âmbito de uma

MMR, traz claros benefícios para a operação da rede de distribuição, sendo de referir

melhorias em termos de perfis de tensão, menores perdas na rede, menores

congestionamentos e aumento da fiabilidade para com os clientes (em resultado da

possibilidade da operação em rede isolada). Para que isto seja possível, é necessário criar

uma estrutura hierárquica de nível superior no nível da MT com o nível de controlo 2, de

acordo com a Figura 2.16, designado como Controlador Central da MMR (CCMMR) [47].

CCMRCCMR

CCMR

SGD

CCMMR

CCMMR

RTURTU

AT

MT

GD

GD

AT

MT

BT

BT

BT

SGD

CCMMR

CCMR

Nível controlo 1

Nível controlo 2

Nível controlo 3

CμG CC CVCarga GDSVC OLTC

Figura 2.16 - Arquitectura de uma MMR e respectivos níveis de controlo.

Para além do Controlador Central de Multi-Micro Rede vão ser criados mais dois níveis

(Nível 1, SGD e Nível 3, CCMR), onde vai haver autonomia versus coordenação e todos os

níveis vão comunicar entre eles.


A introdução de MMR vai trazer impactos em termos económicos para o distribuidor de

energia e benefícios para ele e para os produtores de micro geração e cargas. Uma das cargas

que a MMR vai controlar é a dos VEs através do CV, porque vai permitir efectuar a gestão de

vários tipos de carregamentos entre os quais o CI.

Este tipo de visão de RI vai ser bastante útil para o desenvolvimento da comunicação

bidireccional entre a rede o VE, através do conceito VLR, abrindo-se desta forma a

possibilidade de escolha de planos tarifários, saber preços de venda à rede, necessidades

diárias de carga, comunicação em tempo real com o VE, caso existam promoções de energia e

possibilidade de escolha do fornecedor de energia, que se pretende num determinado

momento.

2.4.3 - Projecto InovGrid

A concretização da visão de RI está actualmente em curso a nível Europeu, através de

diversas iniciativas no domínio das RIs. Algumas destas iniciativas dos países envolvidos vão

pouco além do domínio da contagem à distância via Sistema Global para Comunicações

Móveis (SGCM) e gestão remota de contadores. Em Portugal, a visão é um pouco mais

alargada em termos de desenvolvimento das RIs, através do projecto IG, promovido pela EDP,

em consórcio com parceiros Industriais e científicos.

O Projecto IG é um projecto inovador em termos do novo paradigma das RIs, estando

estruturado em três domínios: 1º - Redes Inteligentes; 2º - Micro Geração e Geração

distribuída e 3º - Contagem Automática e Gestão Energética, (Figura 2.17).

- Grau de sofisticação da solução +

-Be

nefíc

ios

para

os

Inte

rven

ient

es +

Figura 2.17 - Áreas de intervenção do projecto IG.

No domínio das RIs, o projecto pretende melhorar a inteligência da rede, promovendo o

aumento da eficiência e qualidade de serviço, através da supervisão, automação e controlo

da rede eléctrica em toda a sua extensão, AT, MT e BT. No domínio da μG e geração

distribuída,

Subsec. 2.4.3 Projecto InovGrid - 27

o projecto permite lidar com as dificuldades inerentes de integração em larga escala destas

fontes renováveis de produção distribuídas. No domínio da contagem automática à distância e

gestão energética, o projecto promove o desenvolvimento de uma nova abordagem, centrada

no cliente, através da prestação de novos serviços e da promoção da eficiência energética

[46].

A arquitectura técnica de referência pensada para a implementação da RI de energia, IG,

é constituída pelos seguintes elementos, (Figura 2.18): 1º - Equipamentos de Contagem,

Monitorização e Gestão de Energia designados na literatura inglesa por Energy Box (EB), que

são instalados junto dos clientes de BT, equivalente aos controlador carga, CV e CμG na

arquitectura de MRs; 2º - Equipamentos de automação e monitorização como Controladores

de Transformadores de Distribuição (CTD) equivalente ao CCMR na arquitectura de MRs; 3º -

Sistemas de Informação (SI) que integram e processam a informação recolhida; 4º - Rede de

Telecomunicações que suporta a integração da infra-estrutura e se estende desde a casa até

aos centros de controlo e gestão.

(SGD)

RAA

RAL RAL

RAC

CTDCTD

Figura 2.18 - Arquitectura técnica de referência pensada para o projecto IG [48].

A EB contém diversas funcionalidades inovadoras no domínio da contagem à distância e

gestão à distância de energia, tendo a possibilidade de disponibilizar novos planos tarifários

inovadores, possibilitando a alteração dos mesmos no momento em que são solicitados e de

executar ordens por interacção remota. Vão funcionar como sensores locais que monitorizam

o estado da rede em cada ponto de entrega. Todos os contadores antigos irão ser substituídos

por EB em zonas piloto e, de seguida, por fases a definir pela entidade gestora do projecto,

permitindo diagnosticar e comunicar em tempo útil o estado dos locais analisados, o que

permitirá ao distribuidor resolver os problemas muito mais rapidamente. As EB funcionam


ainda como uma interface local de comunicação com todo o tipo de cargas, permitindo a

implementação de serviços de gestão da procura inovadores. No caso de cargas do tipo VEs,

permitirá a gestão de estratégias de carregamento função da produção e da procura. Este

“contador” permitirá fazer uma gestão eficiente dos consumos individuais de electricidade,

permitindo a redução da factura de energia. Podem igualmente funcionar como interface

com os inversores ligados à rede, gerindo o funcionamento da μG, de fontes de

armazenamento e de veículos eléctricos com e sem funcionalidades VLR. No contexto de

operação de uma MR, as EB desempenharão as funções de controlador carga e CμG, referidas

na secção anterior. Os CTD, designados por CCMR nas MR, funcionam antes de mais, como nós

locais da rede de comunicações da solução IG, integrando e gerindo o funcionamento das EB

ligadas na rede BT do posto de transformação em que estão instalados e fazendo o interface

com os SI. A EB pode realizar outras funções, tais como o controlo da iluminação pública,

monitorização de tensões e correntes no transformador e interface com sensores e órgãos

telecomandados localmente [49].

Os SI desempenham o papel fulcral de integrar e processar toda a informação recolhida

pela infra-estrutura IG, comandando e supervisionando os seus diversos elementos. A

informação e as possibilidades de actuação adicionais permitem implementar um vasto

conjunto de novas funcionalidades a nível dos SI, não só no domínio da gestão comercial, mas

também a nível dos sistemas técnicos (Sistemas de Supervisão e Aquisição de dados (SSAD) /

SGD), gestão de interrupções, planeamento, gestão de activos, etc.

O projecto IG contempla a implementação de uma rede inteligente suportada numa infra-

estrutura de telecomunicações que se estende a todos os locais de consumo, chegando até

casa dos clientes. A comunicação entre SI e CTD será efectuada através da rede de

comunicações móveis através de serviço de rádio de pacote local, e nalguns casos, utilizando

tecnologias fixas. A comunicação das EB com o CTD será efectuada predominantemente

através de controladores lógicos programáveis, utilizando a própria rede eléctrica de BT

como meio físico, e, em alguns casos, por serviço de rádio de pacote local. Finalmente, está

previsto um interface entre a EB e equipamentos domésticos e de domótica do tipo (ZigBee

ou Bluetooth).

É de salientar que face ao papel crítico que a rede de comunicações desempenhará no

funcionamento da RI, estão previstos mecanismos sólidos de segurança cibernética [46].

2.4.3.1 – Gestão Avançada na Integração de VEs nas Redes

O terceiro domínio (Contagem Automática e Gestão Energética) referido na subsecção

2.4.3 é de todos o que terá mais impacto e visibilidade para o cliente final quer ao nível de

cargas convencionais, μG e integração de novas cargas móveis do tipo VE. Com a

Subsec. 2.4.3 Projecto InovGrid - 29

implementação deste domínio vai ser possível executar uma gestão inteligente na integração

destas novas cargas nas redes de BT, através do desenvolvimento de diversas funcionalidades

de gestão, como por exemplo: gestão do tipo de carregamentos, comunicação de novos

planos tarifários, informar planos de preços por fornecedor de energia na hora, e

possibilidade de venda de energia armazenada nos VEs à rede através da funcionalidade VLR.

Esta nova funcionalidade de venda de energia à rede será remunerada de acordo com

contratos definidos entre os clientes ou conjunto de clientes agregados elaborados

previamente entre as partes envolvidas. A implementação das soluções IG e funcionalidades

VLR [50], trará benefícios significativos para todas as partes interessadas, nomeadamente aos

Utilizadores de Veículos Eléctricos (UVEs), ao Operador da rede de distribuição e à Economia.

Os benefícios são discriminados a seguir por interveniente.

Operador de rede de distribuição:

Redução de custos operacionais e de manutenção da rede;

Redução de perdas na rede;

Gestão e controlo optimizados da rede;

Optimização do investimento;

Maior fiabilidade e qualidade do fornecimento de energia.

Comercializador:

Disponibilização de novos serviços;

Planos de preços inovadores e tarifação em tempo real;

Capacidade acrescida na gestão da relação com os seus clientes;

Atenuação das barreiras à entrada de novos comercializadores.

UVE / Produtor:

Capacidade para integração μG, VEs com ou sem funcionalidade VLR;

Redução dos custos de energia;

Novos serviços, formas de tarifação e planos de preços;

Facilitação da mudança de comercializador;

Possibilidade de agregação de μG e VEs no processo de venda de energia armazenada

através da funcionalidade VLR.

Regulador:

Aumento de concorrência induzida pelos novos serviços a disponibilizar;

Maior eficiência do mercado eléctrico com o acesso a todos os comercializadores;

Incremento da fiabilidade e qualidade do fornecimento de energia;

Acesso a informação mais rica sobre o funcionamento da Rede Eléctrica;

Ganhos de eficiência energética através da modulação da procura.


Economia Nacional:

Melhor aproveitamento das energias endógenas, armazenamentos nos VEs, redução da

dependência de recursos fósseis e de emissão CO2;

Desenvolvimento de projectos industriais e centros de competência, geradores de

emprego e de exportação;

Novos Mercados emergentes face à mudança de paradigma nos sectores: Energia e

Automóvel.

Na subsecção seguinte vai ser descrita a visão da funcionalidade VLR que vai permitir aos

UVEs, Distribuidor e Economia Nacional tirarem as vantagens enumeradas anteriormente

devido à implementação de RI que suportam essa funcionalidade, permitindo-lhes efectuar

fluxos de energia de forma bidireccional, assinalados na Figura 2.18 como VLR / Veículos

Ligados a Casa (VLC).

2.4.4 - Veículo Ligado à Rede

Face à mudança de paradigma do sector da energia, em breve vai-se assistir à entrada em

massa de VEs no mercado, os investigadores estão a desenvolver e a testar pilotos com um

novo conceito VLR, este conceito surge pelo facto de se verificar que os veículos vão ter uma

capacidade de armazenamento na ordem dos GWh e devido ao facto de uma percentagem

significativa de veículos, cerca de 90%, estarem parados ao longo do dia. Uma das

necessidades emergentes nos SEE é o tema do armazenamento, surgindo desta forma uma

oportunidade de ter uma grande capacidade de armazenamento distribuída ao longo de

diversas zonas da rede.

Estas fontes de armazenamento distribuídas, quando agregadas em termos de potência

disponível, tornam-se em Centrais Virtuais de Potência (CVP) com capacidade para fornecer

grandes quantidades de energia, e assim contribuir para uma maior fiabilidade da rede em

determinados períodos do dia. Esta energia armazenada pode ser restituída à rede através de

protocolos entre as várias entidades envolvidas no processo de VLR, ORD, Distribuidor,

Comercializador, UVE e ligações apropriadas para o efeito.

Na subsecção seguinte vai ser abordada de forma parcial a visão do conceito VLR, segundo

um grande especialista na matéria, W.Kempton.

2.4.4.1 – Conceito Parcial de VLR, segundo W.Kempton

O conceito básico de VLR consiste no procedimento do VE consumir e fornecer energia à

rede quando este estiver parado. A configuração de VEs que possibilitam o consumo fora

Subsec. 2.4.3.2 Veículo Ligado à Rede - 31

das horas de ponta e fornecimento de energia nas horas de ponta seriam: VEB, VEHLR, VEPC e

VEPCLR. Para que seja possível comunicar com os intervenientes no processo, o VE deverá ter

uma ligação à rede, controlo de ligação lógico para ligação com o ORD e um CV. A Figura 2.19

ilustra esquematicamente as ligações entre os VEs e o SEE, com os respectivos fluxos de

energia entre a Geração e a rede de distribuição e o comportamento bidireccional entre o

consumo e injecção à rede por parte dos VEs.

Gestor de Frotas

VE

Rede

distribuição

Rede

Transmissão

Geração

VEs

ORD

Figura 2.19 - Esquema parcial da infra-estrutura que permite o conceito VLR [2].

O sinal de controlo a emitir por parte do ORD poderá ser feito por radiofrequência, por

SGCM, ligação à Internet ou ligação ao fornecedor de energia. Em caso de necessidade de

uma determinada quantidade de energia o ORD envia o sinal para o até então designado

Gestor de Frotas que agrega um conjunto de VEs e este por sua vez envia sinais para um VE

ou então para um conjunto de VEs para disponibilizarem a respectiva necessidade.

A restituição da energia à rede poderia ser feita através de vários Mercados: 1º -

Alimentação de Base; 2º - Potência de Ponta; 3º - Reservas Síncronas e 4º - Controlo

Automático de Geração.

O foco do estudo realizado por W.Kempton com J.Tomic [2], foi em particular para o 3º,

pelo alto valor que tem para o SEE, por ter uma resposta de curta duração em alturas em que

a rede, têm uma procura instantânea [1],[2] devido a possíveis quebras de produção. Esta

vertente abordada traz a possibilidade de fornecimento de Serviços Auxiliares (SA), um dos

quais, considerar os VEs como uma reserva de segurança para ajudar a estabilizar a rede

imediatamente, caso surja algum problema, como por ex: uma perda de produção brusca ou

falha de circuitos em determinada zona da geração. O período de tempo considerado para

este tipo de fornecimento seria de cerca de 1hora. Nestas alturas de perca, em que a rede

necessita de energia com tempo de resposta rápida, este tipo de solução de energia


armazenada proporciona baixos custos por kW e tempos de resposta curtíssimos o que pode

tornar viável esta funcionalidade de VLR.

Os factores que podem limitar o fornecimento de potência por parte da funcionalidade do

VLR, são três: 1º - A capacidade carga, dos cabos e de outros circuitos de ligação do prédio à

rede; 2º - A quantidade de energia disponível na Bateria e por fim o 3º - A potência máxima

disponível pelos sistemas de electrónica de potência dos VEs.

2.4.4.2 – Visão das Funcionalidades VLR/RI no Futuro

No futuro o ORD não vai poder aceitar VEs individuais para prestar serviços auxiliares

devido à quantidade de VEs que irão ter a funcionalidade VLR. O ORD vai ter um controle

efectivo sobre a entidade que vai agregar o conjunto de veículos, designada por Agregador

(AGR) [50], esta entidade irá fazer a gestão do agregado das capacidades disponíveis a

qualquer momento e terá a função de gerir as interacções entre o ORD e os VEs ligados a si.

Considerando que em média os carros permanecem entre 22 a 23 horas parados, vai

permitir ao AGR disponibilizar potências elevadas ao ORD, estando estas potências

dependentes da taxa de penetração de VEs e do local em análise. Na Figura 2.20 pode-se

verificar o ECB de uma bateria de um VE ao longo de 24h, correspondente a um perfil típico

de um utilizador que está conectado ao AGR de uma determinada região, e que a qualquer

momento pode ser chamado a contribuir para fornecer energia à rede como se pode verificar

na Figura 2.20 entre as 13h00 às 16h00.

0%

50%

100%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Fora da hora de ponta Hora de pontaECB

Viagem para o trabalho

Fornecimento à rede

Viagem para Casa

Recarregar

Fora da

hora de ponta

Recarregar

Figura 2.20 - Perfil do ECB de um VE ao longo de 24h.

Se fosse considerado um conjunto de VEs com o perfil analisado na Figura 2.20 ou outro

perfil, estes em conjunto passam então ter a capacidade de armazenamento/”geração

virtual”, sendo caracterizados por um recurso distribuído. De acordo com este conceito, o

AGR/VEs tornam-se intervenientes activos nas operações realizadas na rede, quer no controlo

Subsec. 2.4.3.2 Veículo Ligado à Rede - 33

do tipo de carregamentos quer no fornecimento de energia à rede, contribuindo para a

melhoria: da fiabilidade do serviço, dos objectivos económicos e na redução dos impactos

ambientais na operação do sistema. Com a criação da figura AGR vai permitir ter uma enorme

capacidade de fornecimento de potência em tempo real e com essa potência fornecer

variados serviços auxiliares. Para isso o AGR irá fazer um contrato de potência no dia anterior

da realização do mercado com o ORD para a fornecer no dia seguinte, ou então um contrato

umas horas antes para poder fornecer em regime de Controlo Automático de Geração.

Na Figura 2.21, pode-se verificar um resumo dos possíveis serviços auxiliares que no futuro

serão prestados pela funcionalidade VLR em combinação com as RIs.

Figura 2.21 - Serviços auxiliares a prestar por VEs através da funcionalidade VLR [51-52].

Face ao exposto surgem novos desafios para o AGR, como controlar milhares de VEs em

tempo real? Isto só vai ser possível com a tecnologia já abordada na subsecção 2.4.1, através

de RI do tipo IG ou outra semelhante à da Figura 2.23.

Uma das funcionalidades mais importantes do VLR/RIs, é permitir a possibilidade de

desenvolvimento de aplicações que permitam a gestão avançada da integração de VEs,

através de CI, evitando investimentos avultados em reforço do SEE por parte do operador de

transmissão e distribuição numa fase inicial de penetração dos VEs. Se surgissem

investimentos em grande escala estes gastos seriam reflectidos na factura do cliente o que

poderia tornar um entrave à penetração deste tipo de veículo. O desenvolvimento de

aplicações CI vai permitir fazer carregamentos em função: da disponibilidade de produção, do

recurso renovável de acordo com o esquema da Figura 2.22 ou transferência dos

carregamentos para horas em que o factor de carga é menor [1].


20h

21h

22h

23h

24h – 4h

GD Actual

Previsão da carga

Parar CI, GD inferior à previsão

Iniciar CI, GD superior à previsão

Figura 2.22 - Esquema de CI de VEs, só com produção renovável.

Em termos de estrutura de comunicações o ORD e o AGR irão comunicar através de uma

ligação de dados ao mesmo tempo via Rede de Área Ampla (RÁA) ou Internet. O AGR receberá

os comandos de serviços auxiliares por parte do ORD, e este indicará aos veículos conectados

à rede (CVP ou Individual) através de comunicação pela Rede de Área Local (RÁL), Sistema de

Posicionamento Global (SPG) e via RÁL, indicando quais os VEs que irão realizar este serviço.

Em termos de facturação, todas as transacções registadas serão pagas à posterior tendo

em conta os acordos entre ORD, AGR, CVP e VE individual se for o caso.

CVPAGR

SGP

Mercado

ORD

RÁL

RÁA

RÁL

RLC

Figura 2.23 - Esquema parcial da infra-estrutura RI incluindo a funcionalidade VLR.

A funcionalidade VLR como se pode verificar, requerem a implementação de um conjunto

de sistemas de controlo rigorosos e a criação de novas entidades para a gestão deste

conceito. Para que o mesmo seja viável, vão ser necessários três importantes vectores:

1º - O desenvolvimento de sistemas de informação complexos, que terão como função

registar um elevado número de informações quer qualitativas quer quantitativas, referentes

aos vários intervenientes;

2º - Introdução de vários tipos de sistemas de comunicação desde a geração à gestão

(Mercado, ORD, AGR) e ao consumidor final (Figura 2.23);

3º - Implementação de novos requisitos técnicos quer nos próprios VEs quer nas infra-

estruturas que vão permitir o fluxo bidireccional na BT e MT.

Sec. 2.5 Resumo e Principais Conclusões - 35

2.5 – Resumo e Principais Conclusões

Neste capítulo foram apresentadas as inovações tecnológicas que estão a ser

desenvolvidas nos diversos sectores chave e noutros paralelos, que vão permitir a mudança de

paradigma da mobilidade eléctrica com o objectivo de poder suportar tamanha mudança.

Ficou patente que a hora do “ouro negro barato”, está a chegar ao fim, a previsão de

reservas de petróleo indicam que estão a diminuir a um ritmo galopante levando ao aumento

de preços inevitável.

A previsão destes acontecimentos está a levar a comunidade científica e os responsáveis

políticos a incentivar e a desenvolver novas formas de substituir o combustível fóssil utilizado

nos MCI por outros tipos de energia mais amigas do ambiente bem como novos sistemas de

armazenamento.

Em alguns países, já se estão a preparar para essa mudança de paradigma em termos dos

SEE e nos sectores dos transportes, tendo por base o novo posicionamento por parte dos

fabricantes de automóveis, que estão a preparar o lançamento de um conjunto de VEs que

irão ser colocados no mercado dentro em breve. Este posicionamento está a levá-los a estar à

frente da corrida da implementação das suas estratégias de mobilidade eléctrica, através de

estudos de integração de VEs, assim como na melhoria e implementação de redes de

abastecimento em vários pontos das cidades e vilas com o objectivo de maximizar a

penetração dos VEs.

Relativamente às infra-estruturas de carregamento estão a ser colocadas no mercado,

soluções em função de vários de perfis de necessidade dos utilizadores, quer para

deslocações pequenas médias ou longas.

Nos sistemas de armazenamento, verifica-se que de dia para dia grandes

desenvolvimentos surgem. O objectivo é a procura de tecnologias com maior energia

específica Wh/l (mais leves), maior densidade específica Wh/kg (menor volume), maior

segurança e ao mesmo tempo baterias amigas do ambiente.

No sector da energia constatou-se que os principais desafios são: o controlo e

monitorização dos impactos da penetração de VEs, introdução de sistemas de contagem

automática, gestão energética e introdução da funcionalidade VLR. Ficou perceptível ao

longo do capítulo, que os mesmos só vão ser possíveis através da utilização de sistemas de

controlo avançados, do tipo RIs, permitindo melhorar a inteligência da rede, promovendo o

aumento da eficiência e da qualidade de serviço, através da supervisão, automação e

controlo da rede eléctrica em toda a sua extensão, desde a AT, MT até à BT.

36 Cap. 3 Integração de VEs na Ilha das Flores

Capítulo 3

Integração de VEs na Ilha das Flores

No Capítulo 2, foram analisadas as inovações tecnológicas em curso, os principais desafios

para os sectores da Energia e Transportes e as estratégias a implementar para solucionar os

desafios identificados, permitindo a mudança de paradigma na mobilidade eléctrica.

Neste capítulo e nos próximos, será feito o estudo do Impacto de integração de VEs na

Rede Eléctrica da Ilha das Flores, tendo como objectivos principais perceber se esta está

preparada para receber a mudança de paradigma e estratégias a adoptar para que a mesma

suporte numa fase inicial estas mudanças, bem como perceber até que ponto, com a

introdução destas tecnologias, a ilha se poderá tornar autónoma em termos energéticos e

com ZE, considerando-a assim com um estatuto de Ilha Verde.

3.1 – Introdução

Um dos locais ideais para experimentar e fazer estudos sobre os efeitos de integração

deste tipo de tecnologias inovadoras é a Ilha das Flores, pelo facto de estarmos na presença

de uma rede isolada e com elevados níveis de integração de ER (Hídrica e Eólica) e com

tendência a ser incrementada. Com base nestes aspectos, vai ser feita a caracterização da

ilha, ao nível da sua rede eléctrica por sectores, ao nível da mobilidade e das suas

características próprias, para que se possam à posteriori com esses dados tirar conclusões do

impacto da introdução destas novas cargas nos SEE da ilha.

Sec. 3.2 Características da Ilha das Flores - 37

3.2 – Características da Ilha das Flores

A Ilha das Flores é a ilha mais ocidental do Arquipélago dos Açores e da Europa. Tem uma

área de 143,11 km2, perímetro de 72 km, com o comprimento de 17 km e 12,5 km de largura

máxima. Está situada a 21º 59' de longitude oeste e a 39º 25' de latitude norte [53]. O clima é

temperado, condicionado pela corrente do Golfo, com uma temperatura amena de 17ºC

(63ºF). A sua plataforma central, que se desenvolve entre os 500 e os 600 metros de altitude,

tem no Alto do Morro, com 914 metros a maior elevação e a placa pertence ao Continente

Americano. A ilha é formada por dois concelhos Santa Cruz das Flores, com 4 freguesias e

Lajes das Flores com 9 freguesias, (Figura 3.1).

Santa Cruz

das Flores

Lajes das Flores

Limite dos concelhos

Figura 3.1 - Ilha das Flores.

3.3 - Caracterização da Ilha em Termos de Mobilidade

Para poder caracterizar a ilha em termos de mobilidade, foi necessário identificar um

conjunto de variáveis. Para as determinar, foi feita uma pesquisa de dados estatísticos em

várias entidades com o objectivo de conhecer as características da ilha que podem

influenciar a mobilidade.

Um dos elementos de pesquisa foi a população residente. No que concerne a esta, foram

pesquisados os seguintes dados: concelhos, freguesias, localidades, número de pessoas, sexo,

idade superior a 15 anos, número de famílias e número de habitações. Outro dado de

pesquisa foi o número de seguros activos do ramo automóvel, por concelho, até 31 Dezembro

38 – Cap. 3 Integração de VEs na Ilha das Flores

de 2008, obtido no Instituto de Seguros de Portugal (ISP), [54] [55]. Com base na recolha

desses dados, foi construída a Tabela 3.1 [56], [57].

Tabela 3.1 - Dados estatísticos da Ilha das Flores

Concelhos Freguesias LugaresÁrea

[km^2]H+M H Familias Casas

Pessoas

> 15 anos

# Carros

via ISP

% Carros

segurosPeso

# Carros

em Estudo

Santa C. das Flores 40 919 452 336 702 771 26,99% 531

Fazenda S. Cruz 200 101 64 153 168 5,87% 115

Monte 240 121 83 183 201 7,05% 139

Pedreira Vales Reside 46 23 14 35 39 1,35% 27

Ribeira dos Barqueiros 219 106 68 167 184 6,43% 126

Rua Boavista 186 88 55 142 156 5,46% 107

Ponta Delgada 19 453 238 146 418 366 12,81% 252

Cedros 11 103 55 29 118 83 2,91% 57

Ponta Ruiva 49 23 16 56 30 1,05% 21

Caveira 3 78 41 25 84 63 2,21% 43

Resultados parciais Santa Cruz 72 2493 1248 836 2058 2060 1418 69% 72,13% 1418

Lomba 10 197 101 67 233 160 3,54% 70

Fazenda 9 278 141 102 264 222 4,91% 96

Lajes das Flores 18 540 271 203 566 453 10,01% 197

Costa 48 23 20 54 41 0,91% 18

Lajedo 7 59 28 21 67 51 1,12% 22

Mosteiro 6 50 23 24 68 47 1,04% 20

Fajãzinha 6 105 51 39 146 96 2,12% 42

Fajã Grande 13 204 92 70 367 173 3,83% 75

Ponta Fajã 21 14 10 38 18 0,39% 8

Resultados parciais Lajes 70 1502 744 556 1803 1261 548 43% 27,87% 548

Resultados totais da Ilha 142 3995 1992 1392 3861 3350 1966 100% 1966

Lajes

das Flores

Santa

Cruz

das Flores

Da Tabela 3.1, pode-se verificar que a população residente na ilha é de aproximadamente

4000 pessoas, de acordo com os sensos de 2001, repartidos da seguinte forma: 2493, em

Santa Cruz e 1502, em Lajes das Flores.

Quanto aos seguros de veículos automóveis activos por concelho, obtidos via ISP, são os

seguintes: 1418, em Santa Cruz das Flores e 548, em Lajes das Flores. Com base nos dados da

tabela, chegou-se ao número total de carros por concelho, freguesia e lugares da ilha, num

total de 1966 MCI. Com este valor determinado, obtém-se uma das variáveis necessárias para

estudo de impacto de integração de VEs nos SEE da Ilha das Flores, que será utilizado para a

obtenção de resultados no Capítulo 5, na secção 5.2.

Outras das variáveis necessárias para caracterizar a mobilidade, está relacionada com as

características das vias de comunicação existentes na ilha, estradas principais e estradas

secundárias. Estas podem ser visualizadas na Figura 3.2.

Sec. 3.3 Caracterização da Ilha em Termos de Mobilidade - 39

Estradas Principais

Estradas secundárias

Caminhos secundários

Limites dos concelhos

Santa Cruz

das Flores

Lajes

das Flores

Cedros

Ponta delgada

Fazenda das lajes

Lomba

Caveira

Fajã Grande

Fajãzinha

Mosteiro

Ponta da Fajã

Lajedo

Ponta

Ruiva

Fazenda

S.Cruz

R 1-2

R 1-2

Figura 3.2 - Vias de comunicação na ilha.

Após contacto com o Ministério das Obras Públicas dos Açores – Ilha das Flores, foram

disponibilizados os dados que caracterizam as vias de comunicação da ilha em termos de

quilometragem. Para o estudo de mobilidade foram consideradas as viagens de ida e volta

entre sedes de concelho, freguesias e localidades, e que podem ser consultados na Tabela 3.2

[58]

Tabela 3.2 - Distâncias quilométricas, entre as diferentes localidades.

Santa

CruzCaveira Lomba Fazenda Lajes Lajedo Mosteiro Fajãzinha

Fajã

Grande

Ponta

da Fajã

Fazenda

S. CruzCedros

Ponta

Ruiva

Ponta

Delgada

Santa Cruz 14 25 32 38 54 56 66 72 76 6 14 24 44

Caveira 14 12 17 23 41 43 53 59 63 17 27 37 57

Lomba 25 12 5 11 29 31 41 47 51 29 39 49 69

Fazenda 32 17 5 6 24 26 36 42 46 34 44 54 74

Lajes 38 23 11 6 18 20 30 36 40 40 50 60 80

Lajedo 54 41 29 24 18 6 12 18 22 58 68 78 98

Mosteiro 56 43 31 26 20 6 10 16 20 60 70 80 100

Fajãzinha 66 53 41 36 30 12 10 10 14 70 80 90 110

Fajã Grande 72 59 47 42 36 18 16 10 4 76 86 96 116

Ponta da Fajã 76 63 51 46 40 22 20 14 4 80 90 100 120

Fazenda de Santa Cruz 6 17 29 34 40 58 60 70 76 80 10 20 40

Cedros 14 27 39 44 50 68 70 80 86 90 10 10 30

Ponta Ruiva 24 37 49 54 60 78 80 90 96 100 20 10 20

Ponta Delgada 44 57 69 74 80 98 100 110 116 120 40 30 20

Santa Cruz 46 40 42 44 48

Estrada Regional R 2-2

Via Mata.

Estrada Regional

R 1-2 Junto à costa

Estrada Regional R 1-2

Santa Cruz > Ponta Delagada


Identificadas as características de quilometragem, passou-se à pesquisa de padrões de

mobilidade dentro dos vários percursos existentes na ilha, incluindo fenómenos de migração

pendular do tipo: casa - trabalho, casa – escola, casa – serviços e visitas turísticas.

Com base nos sensos de 2001, constatou-se que a maioria da população (cerca de 90%)

não se desloca entre concelhos, para trabalhar ou estudar. Nas deslocações inter-concelhias,

mais de 40% da população usa transporte individual, pouco mais de 20%, o colectivo e os

restantes deslocam-se a pé. Para fora do concelho, 61% utiliza o transporte individual e os

restantes, transportes colectivos. A tendência que se verifica é uma quebra acentuada na

procura do transporte colectivo em detrimento do individual [59].

Face à descrição dos comportamentos de mobilidade dos habitantes da ilha, foi feita uma

análise mais pormenorizada tendo em conta os serviços prestados em cada concelho para

perceber efectivamente o tipo de movimentos que as viaturas poderão fazer na ilha. (Figura

3.3 e Tabela 3.3)

Tabela 3.3 - Serviços disponibilizados no concelho.

Figura 3.3 - Padrões de mobilidade das viaturas.

Com base na Tabela 3.1 e Tabela 3.3 e o padrão de movimentação relativamente aos sensos

de 2001, pode-se concluir que os movimentos dos carros entre concelhos irão ser uma parte

pouco significativa do total de carros existentes (aproximadamente 10%). Para determinar os

valores aproximados da movimentação entre as localidades e as sedes de concelho, utilizou-

se a Tabela 3.1 e a Tabela 3.4, obtendo-se os seguintes resultados: cerca de 43% dos veículos

movimentam-se dentro do próprio concelho, em Santa Cruz 25% e nas Lajes 18%. Esses

veículos movimentam-se sobretudo das zonas rurais para Santa Cruz das Flores e para as

Lajes das Flores, devido à concentração de serviços estar nessas sedes de concelho.

Sec. 3.3 Caracterização da Ilha em Termos de Mobilidade - 41

Tabela 3.4 - Percentagem de carros por localidades.

Localidades Santa Cruz Caveira Lomba Fazenda Lajes Lajedo Mosteiro FajãzinhaFajã

Grande

Ponta

da Fajã

Fazenda

S. CruzCedros

Ponta

Ruiva

Ponta

Delgada

% Carros por Zona 47,3% 2,2% 3,5% 4,9% 10,0% 2,0% 1,0% 2,1% 3,8% 0,4% 5,9% 2,9% 1,1% 12,8%

Outra das variáveis que caracteriza a mobilidade da ilha é a determinação da curva

cumulativa das distâncias percorridas diariamente, tendo em conta os serviços prestados em

cada sede de concelho. Para a determinar, utilizou-se a Tabela 3.2 e Tabela 3.4 e o seguinte

pressuposto: considerou-se uma movimentação adicional face ao padrão dos sensos de 2001,

na qual todas as viaturas se movimentam entre todas as localidades e a freguesia principal da

ilha, Santa Cruz das Flores, pelo facto de aí permanecerem a maioria dos serviços principais,

tais como aeroporto, centro de saúde, tribunal, hotel e aluguer de veículos. A escolha deste

pressuposto também está relacionada com a análise da máxima percentagem de veículos que

vão andar diariamente e ao mesmo tempo percorrerem o maior número de quilómetros. Os

intervalos de quilometragem considerados para obtenção da curva foram os seguintes [0 –

15], [15 – 30], [30 – 45] e [45 – 60] km, obtendo-se a Figura 3.4.

58,26%

62,85%

97,57%100,00%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0 15 30 45 60

Intervalos de Quilometragem [km]

Curva cumulativa de distâncias percorridas entre todas as localidades da ilha e a Freguesia de de Santa Cruz

Figura 3.4 - Curva cumulativa das distâncias percorridas entre todas as localidades e a freguesia de

Santa Cruz das Flores.

Conclui-se que 58,26% dos veículos andam entre 0 e 15 km, 4,6% entre 15 a 30 km, 35%

entre 30 a 45 km e 2,43% entre 45 a 60 km.


3.4 - Caracterização da Rede por Sectores

Em 31 de Dezembro de 2008, o Sistema Eléctrico da Ilha das Flores era composto por duas

centrais de produção de energia eléctrica, duas subestações e uma Rede de Distribuição MT

de 15 kV.

3.4.1 – Geração

O sistema de geração da Ilha das Flores é constituído por dois sistemas electroprodutores:

1º - central Termoeléctrica/Hídrica de Além Fazenda (CTAF/CHAF ou CTHAF) e 2º - o parque

Eólico de Boca da Vereda (PEBV), cujas características são apresentados na Tabela 3.5.

Tabela 3.5 - Características dos sistemas de geração de energia eléctrica da ilha em 2008.

Nome SiglaEnergia

Primária

Unidades

Geração

Nível Tensão

Geração [kV]

Potência

Instalada [kW]

Energia

Produzida [MWh]

Central Térmica de Além-Fazenda CTAF Diesel 4 0,4 2327 6002,92

Central Hídrica de Além-Fazenda CHAF Hídrica 4 0,4 1484 3649,00

Parque eólico Boca da Vereda PEBV Eólica 2 0,4 600 1947,00

Total 10 4411 11598,92

3.4.1.1 – Central Termoeléctrica/Hídrica de Além Fazenda

A Central da Ribeira de Além Fazenda, indicada na Figura 3.5, é o principal centro

produtor da ilha. Esta central é constituída por dois tipos de produção, Térmica e Hídrica.

Esta central foi construída no princípio dos anos 60 e começou a funcionar em 1966, com o

objectivo de suportar as necessidades energéticas da ilha e da antiga base militar Francesa,

tendo entrado em serviço com três grupos hídricos de 296 kW cada. Em 1983, foi instalado

um novo grupo de 512 kW [60].

Figura 3.5 - Central Termoeléctrica/Hídrica de Além Fazenda

A componente térmica está preparada para queimar gasóleo e foi alvo ao longo dos anos

de diversos investimentos. Actualmente é composta por quatro grupos geradores de

Sec. 3.4 Caracterização da Rede por Sectores - 43

pequena potência, três de 500 kW e um de 830 kW, tendo estes sido instalados em 1991,

1995, 2001 e 2005 [60], [61].

3.4.1.2 – Parque Eólico de Boca da Vereda

O parque eólico de Boca da Vereda é constituído por dois Aerogeradores Enercon E30 com

potência unitária de 300 kW [60], com capacidade total instalada de 600 kW. Possuem um

diâmetro de rotor de 30m, 3 pás e uma superfície de varrimento de 1413 m2. Integrado na

primeira fase do Plano de Desenvolvimento de Energia Eólica dos Açores em 2002, o parque

trabalha em regime de abandono e controlado e monitorizado remotamente. Este centro

produtor teve uma contribuição de 16,8% [62] do consumo em energia eléctrica da ilha em

2008.

Figura 3.6 - Parque Eólico de Boca da Vereda.

O aumento de produção de ER depara-se com problemas ao nível da instabilidade dos SEE

isolados e de fraca capacidade, que é o caso do PEBV, pelo facto de o recurso vento ser

inconstante e imprevisível. A potência instalada é muito elevada face à energia consumida na

hora de vazio, que pode andar entre 0,6 a 0,8 kW, o que origina nas noites de maior

intensidade de vento reduções de fornecimento de potência por parte do parque eólico.

Para resolver o problema de variações de potência associadas à variabilidade do recurso

eólico, evitando instabilidades no sistema electroprodutor foram instalados volantes de

inércia, (Figura 3.7), com o objectivo de maximizar a penetração desta fonte de energia.

Figura 3.7 - Volantes de Inércia instalados na ilha.


Estes volantes de inércia têm como função armazenar a energia a mais, produzida pelo

parque eólico, através da velocidade de rotação de uma grande massa, e libertar essa energia

armazenada em alturas em que a rede permite aceitar essa acumulação e desta forma

ultrapassar a instabilidade provocada pelo PEBV. O resultado da implementação desta solução

fez com que em Outubro de 2009 a ilha fosse alimentada 12 dias só com ER.

3.4.1.3 – Estatísticas do Sistema de Geração

A potência total instalada na ilha tem cerca de 4,4 MW, de acordo com a Tabela 3.5.

Verifica-se uma grande influência da produção com origem térmica, mais de metade da

potência instalada. A contribuição de cada recurso utilizado para a geração de energia

eléctrica está representada na Figura 3.8.

13,60%

33,64%

52,75%

Energia Eólica

Energia Hídrica

Energia Térmica

Figura 3.8 - Recursos utilizados para a produção de energia.

Os dados estatísticos relativos aos sistemas de produção da ilha, referentes ao ano de

2008, podem ser vistos na Tabela 3.6 [62], onde se pode verificar que aproximadamente 50%

da energia produzida é de origem renovável.

Tabela 3.6 - Dados do sistema de produção.

Ponta Vazio Produção Produção Produção Produção Produção Jan-Fev Produção Jan-Fev

[MW] [MW] [GWh] Térmica [%] Hídrica[%] Eólica [%] Térmica [%] Renováveis [%]

2 0,8 11,6 51,8 31,4 16,8 30,3 69,7

2008 2009

Os diagramas de produção por tecnologia característicos, no ano de 2008 para a Ilha da

Flores, são os verificados nas Figura 3.9, Figura 3.10 e Figura 3.11. É de salientar que este ano

devido à pouca pluviosidade, o recurso hídrico foi pouco utilizado, quando comparado com

outros anos. Para o nosso estudo é um cenário crítico que à partida iria ser considerado,

sabendo da intermitência dos recursos renováveis.

Sec. 3.4 Caracterização da Rede por Sectores - 45

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potê

ncia

[kW

]

Tempo [h]

Eólica Hídrica Térmica Carga

Figura 3.9 - Diagrama de carga característico - Verão (20/08/2008).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potê

ncia

[kW

]

Tempo [h]

Eólica Térmica Carga

Figura 3.10 - Diagrama de carga característico - Outono (15/10/2008).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potê

ncia

[kW

]

Tempo [h]

Eólica Hídrica Térmica Carga

Figura 3.11 - Diagrama de carga característico - Inverno (17/12/2008).


3.4.2 – Rede de Distribuição

O Sistema eléctrico da Ilha das Flores possui duas subestações elevadoras, nomeadamente

a Subestação de Além Fazenda (SEAF), afecta à Central Termoeléctrica/Hídrica, e a

Subestação elevadora do Parque Eólico de Boca da Vereda (SEBV), através da qual é injectada

a produção eólica na rede MT 15kV.

A rede de distribuição MT da Ilha das Flores é explorada com uma tensão de serviço de

15kV. Esta é responsável pela alimentação de toda a ilha, tendo origem na CTHAF. A SEAF é

constituída por dois transformadores de 0,4 /15kV, com uma potência unitária de 2,5 MVA,

perfazendo a potência instalada de 5 MVA. A SEBV é constituída por um transformador 0,4

/15kV e com 1,6 MVA de potência instalada. Todos os dados utilizados sobre a rede MT daqui

para a frente referem-se à data de 31 Dezembro de 2008. A rede de distribuição de MT

utilizada no estudo de integração de VEs na ilha é a da Figura 3.12.

Figura 3.12 - Rede de distribuição MT Ilha das Flores [63].

Subsec. 3.4.2 Rede de Transporte e Distribuição - 47

As características da rede de distribuição podem ser vistas na Tabela 3.7, onde se verifica

que a rede é repartida por uma rede aérea com 59,5 km e uma rede subterrânea com12,7

km.

Tabela 3.7 - Características da rede de distribuição MT.

Potên. Instalada

Aérea Subterrânea Total # S [kVA] # S [kVA] Total S [kVA]

Santa Cruz I 15 3,49 1,46 4,96 3 980 2 260 5 1 240

Santa Cruz II 15 1,76 3,08 4,84 6 1 095 4 860 10 1 955

Lajes 15 42,51 5,73 48,23 15 1 550 7 1 220 22 2 770

Ponta Delgada 15 11,74 2,43 14,17 3 325 1 50 4 375

59,5 12,7 72,2 27 3 950 14 2 390 41 6 340

Saídas MT

REDE DE DISTRIBUIÇÃO MT

Total da Rede Distribuição MT

Postos de Transformação

Distribuição (PTD) Cliente (PTC)# Total

Extenção da Rede [km]Nível de

Tensão

[kV]

Aos 72,2 km de extensão da rede, encontram-se conectados 41 postos de transformação,

com uma potência total instalada de 6,3 MVA [63].

A Figura 3.13 representa o esquema unifilar da rede de distribuição de MT da Ilha das

Flores, utilizado no estudo de acordo com a seguinte topologia.

Centrais de produção

1111

1

23

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1720

21

22

23

24

25

2726

18

19

28

302934

35

33

32

31

36

37 38

39 40

41

42

43

44

4546

Figura 3.13 - Esquema unifilar da rede de distribuição de MT [63].


3.4.3 – Futuro do SEE da ilha, Investimentos Previstos e em Execução

Os investimentos em curso na Ilha das Flores totalizam um montante de 13,7 milhões de

euros. Contemplam a construção da nova Central Térmica das Flores, que compreende a

construção de um edifício para sala de máquinas, comando e controlo, subestação, parque de

tanques de combustíveis e acessos, assim como o fornecimento de dois grupos geradores e

respectivos equipamentos auxiliares. A central terá 5 grupos com uma potência total de 3,6

MW. De realçar também a construção do posto de seccionamento de Santa Cruz, a instalação

de teleinterruptores na rede de 15 kV, a construção da saída a 15kV da nova central para as

Lajes/Santa Cruz, bem como a 2ª fase da remodelação da rede subterrânea 15kV de Santa

Cruz e a remodelação de diversas redes rurais.

Para o próximo quinquénio, ao nível de ERs, estão ainda previstos dois importantes

investimentos em aproveitamentos hidroeléctricos, os quais permitirão aumentar a

penetração de energia renovável na produção de electricidade para cerca de 87%.

O primeiro corresponde à construção de um aproveitamento do potencial hidroeléctrico

da Ribeira Grande, situada na Fajãzinha, concelho das Lajes, cuja entrada em serviço está

prevista para o ano de 2012. Para o efeito, será construída uma central equipada com dois

grupos geradores de potência unitária de 550 kW, perfazendo um total de 1100 kW. A

produção anual estimada para esta nova central é de 5,12 GWh. O investimento total é de 5,7

milhões de euros.

O segundo investimento deste género nesta ilha compreende a remodelação da actual

Central Hidroeléctrica de Além Fazenda. Contudo, as obras em referência estão dependentes

da conclusão da construção em curso da nova central termoeléctrica, já que esta se revela

indispensável para assegurar o normal abastecimento da ilha, enquanto decorrem as obras de

remodelação. Os objectivos desta são a optimização da conduta, a manutenção do actual

grupo IV, a substituição dos três grupos geradores mais antigos por dois novos grupos e a

automatização da central para permitir o funcionamento da mesma, em regime de condução

não assistida. Como resultado destas acções, a central passará a dispor de uma potência total

instalada de cerca de 1.616 kW e a sua produção anual será incrementada para um valor de

cerca de 5,28 GWh. O valor total deste investimento ascende a 2,1 milhões de euros [64].

De acordo com estes novos investimentos e obras em curso, conclui-se que a potência

total instalada, por todas as fontes de energia a usar no sistema electroprodutor nos próximos

anos, vai atingir o valor de 6,9 MW. Na Figura 3.14, está discriminado o peso de cada recurso

que ficará disponível após finalizadas as obras. Com base nestes dados, pode-se afirmar que a

ilha nos próximos anos, na maioria dos meses, só vai depender de ERs, tendo em conta que a

Sec. 3.5 Impactos Ambientais da Introdução de VEs na Ilha - 49

hora de ponta é de cerca de 2 MW e a potência máxima instalada de origem renovável na ilha

vai ser de 3,3 MW.

8,68%

39,27%52,05%

Energia Eólica

Energia Hídrica

Energia Térmica

Figura 3.14 - Fontes de energia disponíveis nos próximos anos.

3.5 - Impactos Ambientais da Introdução de VEs na Ilha

O sector dos Transportes, segundo a Agência Europeia do Ambiente, consome um terço da

energia gasta de todo o consumo final de energia e emite um quinto das emissões de GEE. O

sector da Energia está, neste momento, sob o efeito de grande pressão para satisfazer as

necessidades dos vários sectores de produtividade, que de ano para ano vem aumentando os

seus consumos. A produção de energia através do recurso a energia primária de origem fóssil

está a contribuir para a emissão de gases poluentes para a atmosfera [65]. Os dois sectores

referidos estão a contribuir em grande parte para as alterações climáticas, danos nos

ecossistemas naturais e a causar efeitos adversos à saúde Humana. Desde a década de 1990,

que se tem vindo a verificar o aumento significativo das emissões de GEE e outros poluentes

para a atmosfera de acordo com a Figura 3.15.

60

70

80

90

100

110

120

130

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Tra

nsp

ort

em

issi

ons of air

polluta

nts

in

dex (1990=100)

Time (years)

Green house gases : O , CO2 , N2O , CH4 (95% CO2 )

Particulates: PM10

Acidifying substances: SOX , NOX , NH3

Ozone Precursors: NOX , NMVOCs

Figura 3.15 - Evolução da emissão de poluentes no sector dos transportes [65].


Com a introdução de VEs, levado a cabo por alguns países impulsionadores, surge uma

mudança de paradigma no sector ambiental, devido à implementação de tecnologias com

potencial para a redução das emissões de gases poluentes. O objectivo principal é procurar

inverter a tendência progressiva, sobretudo do aumento das emissões de GEE.

3.5.1 – Metodologia de Cálculo dos Impactos Ambientais

3.5.1.1 – Sector Automóvel

Para a análise dos impactos ambientais levados a cabo pelo sector automóvel foi

considerado um novo cenário de comparação entre veículos tradicionais e VEs, com o

objectivo de verificar o impacto (ganhos) que a introdução dos VEs pode trazer ao meio

ambiente da ilha. Para essa comparação, considerou-se a mesma quantidade de veículos

(455, 50% do total), VEs e MCI. Na determinação das emissões do GEE enviado para a

atmosfera, por parte dos MCI, foi considerado o valor médio de referência para cada veículo

de, 138 gCO2/km correspondente ao valor médio dos veículos de MCI vendidos em Portugal

em 2008 [66].

Com base na Figura 3.4, curva cumulativa de distâncias percorridas, elaborou-se uma

tabela com a energia consumida, emissões e custos com a introdução de 50% de VEs na Ilha

das Flores. Esses resultados podem ser consultados no Capítulo 5, na subsecção 5.3.1, onde

está descrita a energia consumida por ambas as tecnologias de veículos, as emissões e os

custos totais da sua utilização para as distâncias percorridas diariamente pelos utilizadores

dos veículos da ilha. As análises dos resultados podem ser consultadas na subsecção 5.5.6,

Capítulo 5.

3.5.1.2 – Sector da Produção de Energia

O sector eléctrico, em especial o sector da produção de energia eléctrica, é responsável

por parte significativa das emissões de CO2, Dióxido de Enxofre (SO2) e Óxidos de Azoto (NOX),

sendo estes os impactos de maior significado associados à produção de centrais

termoeléctricas. No estudo em questão, vai ser feita uma análise só às emissões de CO2,

devido a este ser responsável por 95% das emissões de GEE de acordo com a Figura 3.15. As

emissões específicas por tecnologia/combustível a utilizar pelos comercializadores destas

regiões para efeitos de rotulagem de energia eléctrica são apresentadas na Tabela 3.8 [67]. A

categoria Gasóleo * só se encontra disponível nas regiões Autónomas, de acordo com a

Subsec. 3.5.1 Metodologia de Cálculo dos Impactos Ambientais - 51

recomendação n.º 1/2008, nas regiões Autónomas, os respectivos comercializadores podem

utilizar valores distintos dos referidos na Tabela 3.8, inclusivamente com distinção entre ilhas.

Tabela 3.8 - Emissões específicas por tecnologia/combustível [67].

Dioxido de

Carbono

Dioxido de

Enxofre

Oxidos

de Azoto

Categoria DescriçãoCO2

[g/kW.h]

SO2

[g/kW.h]

NOx

[g/kW.h]RAA [μg/kW.h]

HídricaCentrais hídricas com o estatuto de produção

em regime ordinário. 0 0 0

Hídrica em

regime especial

Centrais hídricas com o estatuto de produção

em regime especial (PRE). 0 0 0

Eólica Centrais eólicas. 0 0 0

Cogeração

e microprodução

Centrais de cogeração com o estatuto de

PRE e centrais de microprodução (Decreto-547 1,79 1,59

Gás Natural Centrais de ciclo combinado a gás natural. 351 0 0,9

FuelóleoCentrais térmicas convencionais a fuelóleo

ou outro combustível alternativo. 777 3,05 2,11

CarvãoCentrais térmicas de carvão

independentemente da sua tecnologia. 916 9,33 2,97

Geotermia Centrais geotérmicas. 0 0 0

Gasóleo*Grupos geradores de ciclo diesel que

funcionem a gasóleo ou fuelóleo. 696 3,14 15,79

OutrasOutras tecnologias (resíduos,

biomassa, fotovoltaica, maremotriz, etc). 0 0 0

NuclearCentrais nucleares com tecnologia de fissão. 2799

Para o caso da ilha, utilizar-se-á o valor da Tabela 3.8, categoria Gasóleo, para determinar

as emissões atmosféricas do GEE, CO2. No ano de 2008, o dia em que foi necessário gastar

mais energia de origem fóssil, foi o dia 20/08/2008, de acordo com o diagrama de cargas da

Figura 3.9, onde está assinalada a produção de origem térmica usada para esse dia é de cerca

de 86% do total.

A energia que a central térmica tem de produzir hora a hora, para satisfazer as

necessidades dos 50% de VEs, está representada no gráfico da Figura 3.16.

0

200

400

600

800

1000

1200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potê

ncia

[kW

]

Tempo [h]

Energia para recarregar os 50% VEBs

Figura 3.16 - Energia necessária para recarregar os VEBs durante as 24h.

Para além da análise do impacto da penetração dos VEs, em termos de indução das

emissões por parte da CTAF, para o dia 20/08/2008 (Pleno Verão), o mesmo foi feito para o

dia onde a ponta de carga é maior, 17/12/2008 (Inverno), para efeitos de comparação. Os


resultados da utilização desta metodologia poderão ser consultados no Capítulo 5, na

subsecção 5.3.2, e as análises na subsecção 5.5.6.

3.6 - Impactos Económicos da Introdução de VEs na Ilha

Os impactos económicos vão ser significativos para os utilizadores de veículos automóveis

que aderirem aos VEs, devido ao facto do custo da energia ser mais barata do que a dos

combustíveis fósseis utilizada nos MCI. No sector da produção de energia eléctrica, vai-se

assistir a um aumento dos gastos com combustíveis fósseis para poderem produzir energia

para alimentar estas novas cargas. Na subsecção seguinte, vai ser discriminada a metodologia

a adoptar para determinar os impactos económicos no sector automóvel e no sector da

produção de energia eléctrica.

3.6.1 – Metodologia de Cálculo dos Impactos Económicos

3.6.1.1 – Sector Automóvel

Para a determinação da energia necessária para pôr em movimento, os veículos num

determinado cenário e os custos a afectar aos utilizadores de MCI e VEs pela utilização dessa

energia, foi necessário definir um conjunto de valores de referência para as seguintes

variáveis: para a energia consumida pelos VEBs considerou-se um valor de 0,16 kWh/km. Para

os MCI considerou-se um consumo de 6l/100 km. O custo da energia para os VEs foi constante

ao longo do dia 0,13 €/kW e para os veículos de MCI considerou-se um valor de 1,20 €/l.

O cenário a utilizar no estudo de impacto em termos económicos consistiu em considerar

o mesmo número de veículos de MCI e VEs para efeitos de comparação. Os resultados da

aplicação deste cenário podem ser vistos no Capítulo 5, na secção 5.4, e as análises a esses

resultados na subsecção 5.5.6.

3.6.1.2 – Sector da Produção de Energia

Para se poder ver o maior impacto diário em termos económicos no sector da produção,

devido ao aparecimento destas novas cargas, considerou-se o dia 20/08/2008, em que a

produção de energia térmica representou 86% de peso na energia fornecida nesse dia. Assim,

para se ficar a saber o incremento de custos de produção da actual carga e da introdução da

carga dos VEBs num determinado cenário, é necessário conhecer as características dos grupos

térmicos da CTAF (Tabela 3.9).


Tabela 3.9 - Caracterização dos grupos térmicos instalados CTAF.

Entrada em serviço 1966

Potência Total instalada 2310 [kW]

Número de grupos 4

Combustível Gasóleo

Grupos Grupo 7 e 8 Grupo 9 Grupo 10

Gerador MARKON-BR906B STAMFORD-SC736 SR4B

Motor CATERPILLAR D398 BPC CA CATERPILLAR D398 BPC C CATERPILLAR 3512B TA

Potência Nominal [kW] 500 500 810

Consumo especifico [g/kW.h]

100% 230 230 196 2310

75% 238 238 195 1733

50% 244 244 202 1155

Potências

Alcançadas por

consumo

Para se determinar o volume de gasóleo que os grupos gastam, considerou-se que as

máquinas trabalhavam a 75%, com um consumo específico médio em todos os grupos de 224

g/kW. O preço do gasóleo para a Ilha das Flores é de 0,517 €/l. O cenário adoptado para a

determinação dos custos de produção é o cenário 4.

Os resultados da aplicação deste cenário podem ser vistos no Capítulo 5, na subsecção

5.4.2, e as análises na subsecção 5.5.6.


Neste capítulo, foram estudados os padrões de mobilidade dos residentes na ilha, com o

objectivo de perceber as necessidades futuras de energia para um determinado dia,

considerando que todos os veículos se movimentam nesse dia.

Caracterizaram-se detalhadamente as infra-estruturas do seu SEE e abordaram-se os

objectivos futuros para a ilha, que se propõem tornar a ilha 100% renovável, o que permitirá

brevemente elevar a ilha à categoria de Ilha Verde nos próximos anos, tendo em conta os

investimentos previstos e obras em curso.

Foram também abordadas as metodologias a utilizar na ilha para identificar os impactos

em termos ambientais e económicos que serão resultantes da integração de VEs, quer no

sector dos transportes, quer no sector da produção de energia eléctrica.

54 - Cap. 4 Modelização do Comportamento dos VEs

Capítulo 4

Modelização do Comportamento dos VEs

No Capítulo 3, foram abordados os padrões de mobilidade, a caracterização da rede do

SEE e os planos futuros para tornar a Ilha das Flores 100% renovável. Neste capítulo, vai ser

feita referência de uma forma detalhada, às estratégias de carregamento a implementar de

forma a maximizar a integração de VEs, sem necessidade de reforço dos SEE, utilizando as

estratégias referidas na secção 2.4.1, Capítulo 2.


Como se sabe, as redes de Transporte e de Distribuição dos SEE foram desenhadas e

optimizadas para suportar as diversas cargas dos locais de alimentação, fornecendo a energia

com elevados níveis de fiabilidade e eficiência.

A mudança de paradigma da mobilidade faz com que futuramente os veículos com MCI

venham a ser progressivamente substituídos por VEs. Como descrito anteriormente, o

incremento deste tipo de veículos acarreta impactos importantes sobre os SEE, devido ao

facto de surgirem novas cargas. Este tipo de cargas traz uma nova preocupação para o

planeamento e expansão da rede [2], [52]. Essa preocupação está relacionada com a

incerteza de ocorrência dos carregamentos e local onde serão feitos. Face a estas incertezas,

depara-se com um problema crítico, que precisa de ser considerado para garantir o

funcionamento eficiente do SEE.

Os possíveis impactos resultantes da integração em larga escala de VEs nas redes, já

referidos na secção 2.4.1, Capítulo 2, são: perfis de tensão, congestionamentos nas linhas e

perdas nas linhas. Todo este tipo de impactos, referidos anteriormente, está dependente das

Sec. 4.2 Estratégias de Carregamento de VEs - 55

taxas de penetração e de estratégias de carregamento adoptadas para que sejam evitados

investimentos avultados nos reforços ou alterações dos SEE, já numa fase inicial da

penetração de VEs [3].

De forma a evitar possíveis anomalias nas condições de operação da rede, foram

identificadas três estratégias de carregamento com potencial de aplicação ao caso da Ilha das

Flores, à semelhança do enunciado na secção 2.4.1: Livre, Tarifa Bi-Horária e Inteligente.

4.2 – Estratégias de Carregamento de VEs

Para iniciar a definição das estratégias de carregamento dos VEs, passíveis de vir a ser

utilizadas na Ilha das Flores, é necessário identificar um conjunto de variáveis chave e

procedimentos necessários a ter em conta, para que os objectivos do estudo sejam

alcançados.

Variáveis:

1ª - Tipo de rede e tipologia a analisar;

2ª - Identificação do dia com maior consumo no ano e respectivo diagrama de cargas;

3ª - Número total de veículos de MCI da ilha;

4ª - Tecnologias de VEs a considerar;

5ª - Taxa de conversão de veículos de MCI, para VEs;

6ª - Nível de potência de carregamento a considerar por tecnologia;

7ª - Tempo de carga a considerar;

8ª - Cenários a considerar.

Procedimentos:

A avaliação dos impactos (em regime permanente) resultantes da integração de VEs na Ilha

das Flores pode ser feita por recurso ao estudo dos fluxos de potência que ocorrem no

sistema para cada um dos cenários a considerar. Para o estudo dos fluxos de potência, foi

necessário desenvolver em ambiente MatlabTM a programação de algumas funções que

complementam o módulo de análise de SEE Matpower, de forma a permitir a análise das

condições de operação da rede eléctrica da Ilha das Flores. O Interface com o utilizador, ao

nível de fluxos de potência, está descrito no Apêndice B.


4.2.1 – Planeamento

4.2.1.1 – Caracterização das Variáveis Chave

Para que se possam utilizar as estratégias de carregamento, há necessidade de

caracterizar um conjunto variáveis chave, enumeradas na secção 4.2. A 1ª variável a analisar

consiste em identificar que tipo de rede e tipologia vai ser objecto de estudo, se é uma rede

de BT ou MT. No caso da Ilha das Flores, trata-se de uma rede de distribuição radial descrita

na subsecção 3.4.2, (Figura 3.10). Neste tipo de rede, tipicamente podem existir dois

problemas: 1º - congestionamentos, junto à zona das saídas dos centros electroprodutores,

onde podem aumentar significativamente; 2º - o nível de tensão nos nós nos extremos das

saídas pode diminuir, isto porque é expectável que os valores variem consoante o nível de

carga que é solicitado em todo o ramo. A tensão especificada para a rede é de 1p.u. A 2ª

variável consiste em identificar o dia do ano, em que a rede do SEE a analisar teve a maior

ponta. No estudo, foi considerado o dia 17/12/2008, às 20h, de acordo com o diagrama de

carga normalizado (Figura 4.1).

A razão desta escolha está relacionada com a análise do comportamento da rede do SEE,

quando sujeita à introdução de novas cargas nesse dia e hora. A energia consumida neste dia

correspondeu a 34,6 MWh, tendo a ilha consumido no ano de 2008, 10,5 GWh.

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Po

tên

cia

[k

W]

Tempo [h]

Diagrama de carga normalizado

Figura 4.1 - Diagrama de carga normalizado - Inverno (17/12/2008).

A 3ª variável consiste em identificar o número de veículos de MCI existentes na ilha,

conforme descrito na secção 3.3, Capítulo 3, num total de 1966 com MCI. Este valor vai ser o

ponto de partida para criar os cenários de penetração na subsecção seguinte. A 4ª variável

está relacionada com as tecnologias de VEs passíveis de serem utilizadas no local descritas na

subsecção 2.3.1, Capítulo 2. O veículo eléctrico considerado foi o VEB com uma capacidade

de armazenamento 16 kWh. A escolha desta tecnologia está relacionada com as pequenas

distâncias que os UVE vão efectuar, logo têm pequenos consumos, o que abre aqui uma


oportunidade para utilizar os VEBs como fonte de armazenamento. A 5ª variável está

relacionada com a taxa de penetração/conversão de veículos de MCI para VEBs. A 6ª variável

consiste em definir a potência disponível para carregar na habitação que, no caso, foi

considerado o valor de 4kVA da potência instalada. A 7ª variável é uma das variáveis chave

mais importante, no sentido em que pode influenciar maiores ou menores impactos nos SEE.

Para a ilha foi considerado o tempo de recarregamento para cada VEB de 4 horas. A 8ª

consiste em construir cenários que permitam ver o comportamento da rede quando sujeita a

esses mesmos cenários que serão descritos na subsecção seguinte.

Na avaliação de impacto considerou-se que todos os VEBs carregam no mesmo dia em

casa, com o objectivo de causar o maior impacto no SEE, e assim perceber o seu

comportamento perante essas novas cargas, apesar de se saber que a fonte de energia

indicada daria para 2 a 3 dias de utilização, considerando as características de mobilidade

identificadas para a ilha na secção 3.3, Capítulo 3.

No estudo foi considerado o seguinte pressuposto: os VEBs iniciam a sua carga a partir das

17h, hora a partir da qual os carros normalmente começam a chegar a casa e podem iniciar

logo o carregamento. Para a determinação da percentagem de veículos parados diariamente,

considerou-se que os carros só se deslocam dentro do concelho, de acordo com os dados de

mobilidade dos sensos 2001, apresentados na Tabela 3.1 e Tabela 3.2. As distâncias percorridas

pelos veículos, iguais ou inferiores a 6 km, são considerados como parados. A partir destas

considerações foi construída a Tabela 4.1.

Tabela 4.1 - Percentagem de veículos parados e em viagem ao longo das 24h.

Localidades

Km´s

Interior

concelho

Peso

[%]

Parados

[%]

Viagem

[%]

# Carros

parados

# Carros

viagem

Santa Cruz das Flores 2 27,0% 27,0% 531

Fazenda Santa Cruz 6 5,9% 5,9% 115

Monte 2 7,0% 7,0% 139

Pedreira Vales Residen 2 1,4% 1,4% 27

Ribeira dos Barqueiros 2 6,4% 6,4% 126

Rua Boavista 2 5,5% 5,5% 107

Ponta Delgada 44 12,8% 12,8% 252

Cedros 14 2,9% 2,9% 57

Ponta Ruiva 24 1,1% 1,1% 21

Caveira 14 2,2% 2,2% 43

Lomba 11 3,5% 3,5% 70

Fazenda 6 4,9% 4,9% 96

Lajes das Flores 2 10,0% 10,0% 197

Costa 18 0,9% 0,9% 18

Lajedo 18 1,1% 1,1% 22

Mosteiro 20 1,0% 1,0% 20

Fajãzinha 30 2,1% 2,1% 42

Fajã Grande 36 3,8% 3,8% 75

Ponta Fajã 40 0,4% 0,4% 8

Totais 100% 68% 32% 1338 628


Conclui-se que aproximadamente 32% dos veículos da ilha fazem viagens diariamente. Na

Figura 4.2, pode-se verificar o comportamento dos veículos parados e em viagem ao longo das

24h, bem como a evolução da percentagem de carros que iniciam o carregamento a partir das

17h, após terem realizado as suas viagens. O andamento da curva em % carros a carregar hora

a hora, servirá de base ao estudo das estratégias de carregamento que serão apresentadas

mais adiante, nas subsecções 4.2.2, 4.2.3 e 4.2.4.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

0

300

600

900

1.200

1.500

1.800

2.100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

[%]

VEB

s em

via

gem

[%

] V

EB

s para

dos

Potê

ncia

[kW

]

Tempo [h]

Carga % VEBs que podem iniciar a carga

% VEBs parados na ilha % VEBs em viagem na ilha

Figura 4.2 - Comportamento dos carros parados e em viagem.

4.2.1.2 – Caracterização dos Procedimentos a Realizar

O objectivo principal do estudo de impacto de integração de VEBs em redes isoladas é

obter informação sobre o número máximo de VEBs que podem ser integrados na rede sem

ultrapassar os seus limites de funcionamento, quando aplicadas as estratégias de

carregamento a diversos cenários. Os cenários considerados encontram-se na Tabela 4.2.

Tabela 4.2 - Cenários a considerar para o estudo.

Descrição dos cenários

Cenário 0 1 2 3 4

Nº de veículos 1966 1966 1966 1966 1966

VEB [%] 0% 5% 15% 30% 50%

Energia consumida [MWh] 34,6 35,2 36,8 39 41,8

Estes cenários serão a base para a avaliação dos impactos resultantes da integração de

VEBs, feita por recurso ao estudo dos fluxos de potência. Com base nos cenários, foi feita a

distribuição das cargas dos VEBs pelos postos de transformação, tendo em conta a Tabela 3.1,


onde está identificado o número de veículos totais do tipo MCI existentes na ilha por cada

freguesia e lugar. A carga associada aos VEBs por zona foi afecta só a postos de

transformação de distribuição, pelo facto de se considerar que os VEBs só carregam em casa.

Para a obtenção dos fluxos de potência da rede nas 24 horas, quando aplicado um cenário de

penetração/conversão de MCI para VEBs utilizando uma qualquer estratégia de carregamento,

é necessário actualizar o número de veículos por freguesia e lugar em função do cenário que

estiver a ser considerado para o efeito.

A energia necessária para recarregar os VEBs é determinada de acordo com o

comportamento de mobilidade descrito na secção 4.3 (Tabela 4.1) e (Figura 4.2) onde o mesmo

pode ser observado. Aí identificou-se que cerca de 32% dos utilizadores de veículos da ilha

estão em viagem e os restantes estão parados. Com base nesta condição, determina-se a

potência a alocar a cada posto de transformação, função do total de energia diária obtida por

estratégia de carregamento que será discriminada mais adiante.

Após a determinação da contribuição da carga dos VEBs, mais a taxa de utilização da

carga do diagrama, a cada hora por posto de transformação, submete-se esses dados através

de funções desenvolvidas para o efeito no ambiente MatlabTM / módulo de análise de SEE

Matpower, de forma a permitir a análise das condições de operação da rede eléctrica da Ilha

das Flores. As variáveis a observar nesta análise foram: níveis de tensão em todos os nós da

rede, congestionamentos dos ramos e perdas diárias. Todas estas análises podem ser vistas

com detalhe por estratégia de carregamento no Capítulo 5.

4.2.2 – Livre

Quando se fala em estratégia de carregamento Livre, significa que o utilizador do VE tem

a liberdade de efectuar o carregamento do mesmo quando pretender, sem que haja algum

tipo de restrição ou limitação a esse procedimento. Este tipo de carregamento poderá

acontecer para carregar as baterias na totalidade ou parcialmente durante um determinado

período de tempo, dependendo da potência disponível para o efeito no local de carga. Tendo

em conta que não existem neste momento sistemas de contagem inteligentes que permitam

outra tomada de decisão programada por parte do utilizador, será, numa primeira análise,

uma estratégia com elevada possibilidade de vir a ser adoptada, pelo menos numa fase

inicial. Os utilizadores deste tipo de estratégia não têm nenhum incentivo para efectuar os

seus carregamentos em determinado período do dia, nem informação de como se devem

comportar em resposta a eventuais solicitações do operador de rede, no sentido de permitir

uma gestão mais eficiente da mesma. Um dos comportamentos previsíveis na grande maioria

dos casos, é que os utilizadores vão iniciar os carregamentos após a realização de uma viagem

ou sempre que cheguem no final do dia a casa. A utilização deste tipo de estratégia sem


controlo no carregamento é particularmente importante, pois proporciona uma medida para a

avaliação da eficácia de outras estratégias de carregamento que possam ser utilizadas

[3],[68].

Do ponto de vista do comportamento do sistema eléctrico, a implementação deste tipo de

estratégia tem por objectivo identificar o máximo número de VEBs, passíveis de serem

integrados na rede. Para tal, e mediante um processo iterativo de incremento sucessivo

aumentando do valor da carga através de incrementos da taxa de penetração de VEBs, é

analisado o comportamento do sistema até que uma violação seja detectada (por limite de

tensão, por congestionamento de um ramo da rede ou por limitações de produção). Este

estudo será utilizado como referência de análise, tendo por objectivo uma comparação de

performance de utilização de várias alternativas relativas a estratégias de integração de VEBs

que seguidamente serão também descritas. É importante referir que, em qualquer dos casos,

pretende-se garantir que limitações da rede existente são respeitadas, de tal forma que se

pretende maximizar a integração de VEBs, mediante exploração de recursos existentes.

4.2.3 – Tarifa Bi-Horária

Esta estratégia de carregamento está dependente da implementação de políticas

tarifárias diferenciadoras da venda da energia a clientes finais em função do período horário

em que esse consumo ocorra. Assim, a criação de políticas tarifárias desta natureza tem por

objectivo efectuar uma modulação do consumo por intermédio do preço.

Tendo em conta o regime tarifário actualmente em vigor na Região Autónoma dos Açores,

os dados da Tabela 4.3 contêm os períodos horários em vigor para 2010, em termos de Tarifa

Bi-Horária. Este sistema tarifário contempla os seguintes períodos: horas fora do vazio (Horas

de ponta, Horas de Cheias) e horas de vazio (Vazio Normal e Super Vazio). Desta tabela,

depreende-se que o utilizador pode contratualizar a modalidade tarifária que melhor se

ajuste às características do seu perfil de consumo [69].

Do ponto de vista do comportamento do sistema eléctrico, a implementação deste tipo de

estratégia tem por objectivo identificar o máximo número de VEBs, passíveis de serem

integrados na rede. Para tal, de forma semelhante ao procedimento adoptado na estratégia

Livre, é feito também um processo iterativo de incremento sucessivo, aumentando o valor da

carga através de incrementos da taxa de penetração de VEBs, é analisado o comportamento

do sistema até que uma violação seja detectada (por limite de tensão, por congestionamento

de um ramo da rede ou por limitações de produção). Esta estratégia permite atrasar o início

do carregamento por parte dos utilizadores que aderirem a esta modalidade de acordo com o

período horário contratualizado. O benefício desse atraso é económico para o cliente e para o


operador de rede traz-lhe a possibilidade de melhorar o factor de carga. No caso da ilha,

como se poderá ver no Capítulo 5, a Tarifa Bi-Horária vai permitir em pequenas taxas de

penetração, melhores resultados em todos os indicadores a avaliar.

Tabela 4.3 - Períodos horários, das tarifas na RAA para 2010.

Horas

Inverno Verão Inverno Verão

09H30 às 11H00 09H00 às 11H30 09H00 às 11H30

17H30 às 20H00 19H30 às 21H00 19H30 às 21H00

08H00 às 09H30 08H00 às 09H00 08H00 às 17H00 08H00 às 09H00


20H00 às 22H00 21H00 às 22H00 21H00 às 22H00



Super Vazio 01H30 às 05H30 01H30 às 05H30 01H30 às 05H30 01H30 às 05H30

Inverno – do último Domingo de Outubro ao último Domingo de Março

Verão – do último Domingo de Março ao último Domingo de Outubro

Ciclo diário RAA

Para todos os fornecimentos Opcional para MT e BTE

17H00 às 21H00Ponta

Cheias

Vazio Normal

4.2.4 – Carregamento Inteligente

A implementação de uma estratégia de carregamento Inteligente pressupõe a existência

de um sistema de gestão activo da rede, à semelhança do que já havia sido referido no

âmbito do projecto IG, e que será igualmente responsável pela gestão do carregamento dos

VEBs, tendo em consideração as especificidades da rede. Esta infra-estrutura de gestão

monitoriza todos os elementos conectados à rede e o seu estado de exploração, utilizando

conceitos de gestão do tipo MR e MMR referidas na secção 2.4.2.1 e 2.4.2.2, Capítulo 2 [5],

[49], [70]. Este tipo de solução de gestão permite o uso mais eficiente dos recursos

disponíveis em cada momento, permitindo[3]:

O controlo da variação do perfil da tensão;

A prevenção de congestionamentos;

A minimização das perdas nas linhas;

O controlo de possíveis aumentos de carga superiores aos recursos instalados;

A maximização da utilização de ER, deslocando a carga para horas em que a sua

predominância é significativa;

Num futuro próximo prestar serviços auxiliares através de reservas estratégicas;

Contribuir para melhorias em termos ambientais, quer no sector da energia quer no

dos transportes.

A implementação de uma estratégia Inteligente de carregamento tem por objectivo a

gestão eficiente da carga das baterias dos VEBs, tendo em consideração que o carregamento

destas pode iniciar-se imediatamente após a ligação à rede, ou, em determinadas situações,

pode sofrer um adiamento temporal, em função de:


Disponibilidade de recursos;

Estados de exploração da rede;

Solicitações específicas, definidas por parte do utilizador do VE (por exemplo,

necessidade de garantir um determinado estado de carga da bateria num

determinado momento do dia);

Acordos escritos feitos entre entidades e o comercializador do tipo contrato bilateral

em que o cliente com este tipo de contrato tem prioridade face a outros (exemplo

Bombeiros, Policia, Emergência médica).

Com base nestes princípios gerais, a gestão do carregamento das baterias passa para a

responsabilidade do Comercializador/Distribuidor/AGR de energia eléctrica, sem que o

utilizador tenha qualquer preocupação em termos de períodos horários e tarifários [50].

Uma abordagem de optimização destes princípios gerais foi adoptada para explicar a

racionalização da estratégia de carregamento Inteligente, onde a maximização de integração

de VEBs é o objectivo principal. A estratégia de optimização é descrita na expressão (4.1).

Maximização %100%,1,#, yVMCITVEBs ypenetração

Sujeita às restrições:

(4.1)

Onde:

Tpenetração,y taxa de penetração a considerar;

#VMCI número de veículos com MCI existentes na ilha;

#VEBscarregar,t número de veículos que chegam para carregar na hora (t);

mjSS

i

PP

VEBsKEE

VMCITTVEBs

máx

jj

ainsttérmic

oj

tCFv

tcarregar

queridaVEB

tk

VEB

tk

ypenetraçãotchegadatcarregar

,1,

46,1,VVV

#,1,

##

máx

ii

min

i

3

,

,

Re

,,

,,,

Subsec. 4.2.4.1 Metodologias de Controlo Inteligente de VEBs - 63

Tchegada, t taxa de chegada dos veículos para carregar na hora (t);

VEB

tkE , nível de energia da bateria no final da ligação, num período Δt (4h);

queridaVEB

tkE Re

, nível de energia requerida pela bateria no final da ligação, período Δt (4h);

PCFv, é a potência final, do conjunto de carros que já carregaram a cada hora;

Pinsttérmica é o limite da potência instalada de origem térmica;

m é o número de ramos da rede;

Vi é a tensão no barramento (i);

Vimin/Vi

máx são o valor da tensão mínimo e máximo no barramento (i);

Sj , Sjmáx é a potência aparente que flui no ramo (j) e a máxima que pode fluir nele;

v representa os veículos com (v) horas de carga;

t hora em análise (t).

Para além desta abordagem de optimização, outros aspectos poderão ser criados para

aumentar a flexibilidade da estratégia, dando a possibilidade ao utilizador por exemplo, em

situações de urgência, poder decidir a interrupção imediata desta estratégia para iniciar

outra. Este tipo de solicitação pode ocorrer em caso de necessidade imediata de energia em

que o VEB poderá estar em modo de espera para carregar. Exemplo: um VE não está

carregado nem vai ser carregado na próxima hora e precisa de cerca de 2 kW para percorrer

20 km. Perante tal acontecimento, o sistema de gestão inteligente deverá estar preparado

para receber solicitações especiais deste tipo, através de portal Electrónico/Mensagens

curtas/Carregador, no qual irá ser solicitada a identificação do VE para que o modo de

carregamento passe a ser outro naquele momento.

Na subsecção seguinte, vai ser apresentada de forma detalhada as metodologias de

controlo Inteligentes usadas para a maximização de integração de VEBs, permitindo o uso

eficiente dos recursos disponíveis nas redes dos SEE.

4.2.4.1 - Metodologias de Controlo Inteligente de VEBs

4.2.4.1.1 – Para a Primeira Hora (t)

À semelhança das outras estratégias, considerou-se que cada VEB vai demorar a carregar

4 horas e que iniciam o carregamento a partir das 17h de acordo com a curva de VEBs, que

podem iniciar a carga (Figura 4.3). Durante a investigação e após alguns testes de

incrementação da carga por variação da taxa de penetração, constatou-se através da análise

de fluxos de potência o seguinte: a rede ao nível dos principais indicadores não tem

problemas, porque as tensões os congestionamentos e as perdas estão sempre dentro dos

padrões limites de acordo com a norma EN50.160.


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

2.200

2.400

2.600

2.800

3.000

3.200

3.400

3.600

3.800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

[%]

VEBs

em

via

gem

[%

] V

EBs

para

dos

Potê

ncia

[kW

]

Tempo [h]

Pinstalada Térmica 0,23 VEBs, Estratégia de carregamento Livre

Carga % VEBs em viagem na ilha

% VEBs parados na ilha % VEBs que podem iniciar a carga

Figura 4.3 - Curva de VEBs em viagem e VEBs parados.

Com base nessa constatação e olhando para os diagramas de carga característicos de

2008, sobretudo o de 20/08/2008, onde se constata que 86% da energia produzida é de

origem térmica (Figura 3.9) e sabendo que os recursos renováveis instalados na ilha são

intermitentes, podendo não existir mesmo durante horas ou dias, identificou-se o limitador à

integração de VEBs no SEE da ilha. Trata-se da CTAF, esta tem um limite de fornecimento

2327 kW.

Na Figura 4.3, está representado um dos testes efectuados para identificar a limitação à

integração de VEBs na rede através da estratégia de carregamento Livre. Para isso, procedeu-

se ao aumento da taxa de penetração de VEBs como referido na secção 4.2.1 até 23%. Como

se pode verificar a carga às 20h é superior à potência disponível na geração, assim conclui-se

que todos os veículos que necessitassem de carga, o sistema não os ia conseguir alimentar.

Face ao exposto, surge então a necessidade de utilizar estratégias Inteligentes de

carregamento para evitar investimentos nos SEE. Para aplicar a estratégia de carregamento

Inteligente é necessário determinar o número de carros que vão carregar na primeira hora

(t). Para isso começa-se por determinar primeiro o número de carros que vão chegar para

carregar de acordo com o perfil da curva da Figura 4.4 ou através do exemplo da Figura 4.3.


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

[%]

VEBs

para

dos

Tempo[h]

% VEBs parados na ilha % VEBs que podem iniciar a carga

Figura 4.4 - Curva de carros parados, podendo estar a carregar ou não.

Após a identificação dos VEBs que vão carregar hora a hora determina-se a potência

necessária para os carregar. Se a soma das potências do VEBs mais a carga, ultrapassar o

limite da capacidade instalada na geração vai haver carros que vão ter de ficar em espera até

ser possível de novo iniciar a carga em falta.

Para poder implementar esta estratégia, foi necessário desenvolver um algoritmo que

maximize a integração do maior número de VEBs na rede. Com base na secção 4.2 e

utilizando o conjunto de variáveis e procedimentos necessários na fase inicial do estudo de

uma determinada rede do SEE, são realizados um conjunto de passos de identificação de

acordo com o esquema da Figura 4.5, necessários para determinar o número final de carros,

que vão poder abastecer na primeira hora (t).

Carregamento Inteligente

Início

1ª Hora

17h

Passos1º Identificação

2º Identificação

# Carros em espera (CE)

· Com 0h carga (CE0h)




0 Carros

# Carros sem problemas (CSP)

· Com 0h carga (CSP0h)




# Carros final (CF)

· Com 0h carga (CF0h)




# carros que

chegam de início

· Diagrama carga da Ilha

· # Carros a considerar

· % Carros a carregar

3º Identificação

# carros que

chegam de início

Figura 4.5 - Estratégia de carregamento Inteligente, considerando que o número (#) de VEBs, iniciam a

sua primeira hora de carregamento às 17h, designada por hora (t).


A utilização da estratégia de carregamento Inteligente para a primeira hora exige a

identificação de três variáveis fundamentais nessa hora (t): o número de Carros em Espera

(CE), o número de Carros Sem Problemas (CSP) e o número de Carros Final (CF) para um

conjunto de 4 horas. De seguida, faz-se uma descrição dos passos de identificação para

determinar o número de carros final a carregar.

1º Passo de identificação.

O número de Carros em Espera (CE), com 0h de carga (CE0h) até aos carros em espera

com 3h carga (CE3h) na primeira hora, não é nenhum como era de esperar.


O número de Carros Sem Problemas (CSP), com 0h de carga (CSP0h), até aos carros sem

problemas com 3h carga (CSP3h), na primeira hora é igual ao número de carros que

chegam de início.


O número de Carros Final (CF), com 0h de carga (CF0h), até aos carros final com 3h

carga (CF3h), na primeira hora é igual ao número de carros que chegam de início.

Exemplo para a hora (t): chegam para carregar 5 VEBs e estão a utilizar a estratégia de

carregamento Inteligente.

Solução: aplicação dos 3 passos de identificação referidas anteriormente para a hora (t). O número de carros em espera com 0 a 3 horas de carga é sempre 0.

O número de carros sem problemas com 0 a 3 horas de carga é igual aos que chegam de

início.

O número de carros final com 0 a 3 horas de carga é igual aos que chegam também de

início.

4.2.4.1.2 – Para a Hora (t+1)

À semelhança da subsecção anterior, tudo se mantém como variáveis e procedimentos.

Nesta subsecção, são realizados um conjunto de passos de identificação necessários para

determinar o número de carros finais que irão carregar na hora (t+1), de acordo com o

esquema da Figura 4.6.


Hora

(t+1)

· CE0h = # CSP0h - # CF0h




Passos1º Identificação

# Carros em espera (CE)





# Carros sem problemas (CSP)





3º Identificação

Carregamento Inteligente

· Diagrama carga da Ilha

· # Carros a considerar

· % Carros a carregar

· CSP0h = # CCH(t+1) + # CE0h na hora (t+1-1)

· CSP1h = # CE1h(t+1-1) + # CF0h na hora (t+1-1)



2º Identificação

# CCH(t+1) : Número de carros que chegam na hora em análise

Integração

com 0h carga

(CF0h)

Integração

com 1h carga

(CF1h)

Integração

com 2h carga

(CF2h)

Integração

com 3h carga

(CF3h)

# Carros final (CF)

Potência necessária a cada hora

... ... ... ...

Figura 4.6 - Estratégia de carregamento Inteligente, considerando os VEBs na hora (t+1).

Da mesma forma do que foi referido para a hora (t), aplica-se o mesmo raciocínio para a

hora (t+1). Primeiro, determinar os três passos de identificação de acordo com a descrição

feita a seguir.


O número CEih carga é obtido através da expressão (4.2)

CEih = # CSPih - # CFih, (4.2)

Com i a variar de 0h a 3h, (i – representa o número de horas de carga).


O número CSP0h carga é obtido através da expressão (4.3),

CSP0h = # CCH (t+1) + # CE0h na hora (t+1-1). (4.3)

O número CSPjh carga é obtido através da expressão (4.4)


CSPjh = # CEjh (t+1-1) + # CFjh na hora (t+1-1), (4.4)

Com j a variar de 1 a 3, (j – representa o número de horas de carga).


Para a determinação na hora (t+1) da potência necessária a cada hora é necessário

efectuar um conjunto de validações para a integração dos CF para as diversas horas

de carga consideradas, de acordo com o esquema da Figura 4.7.

3º Identificação

Integração

com 0h carga

(CF0h)

Integração

com 1h carga

(CF1h)

Integração

com 2h carga

(CF2h)

Integração

com 3h carga

(CF3h)

# Carros final (CF)

Potência necessária a cada hora

... ... ... ...

Figura 4.7 - Visualização do 3º passo de identificação, a determinar para a hora (t+1).

Para a determinação da integração dos CF0h de carga, é necessário efectuar a validação

de um conjunto de condições, a sequência de validação pode ser vista no esquema da Figura

4.8.

Todos os carros que

chegam entram em carga

ainsttérmicdisponivel

i

PaCPCSPihSe

arg3

0 1ª Condição

Nenhum carro entra em CF0h

Se 1ª e 2ª condição não verificada a integração é dada por:

Resultado

3ª Condição

4

)arg(

0

3

ainsttérmic

oi

disponivel PaCPCSPih

hCSP

Integração

com 0h carga

(CF0h)

2ª Condição

# Carros final (CF)

hCSP

PaCPCSPih

Se i

ainsttérmicdisponível

04

arg3

0

Figura 4.8 - Conjunto de condições a validar para a integração dos CF0h carga.


1ª Condição de validação, CF0h.

Se a potência para alimentar os carros sem problemas, mais a carga, for inferior à

potência instalada não renovável, os carros que chegam, entram todos em carga em

CF0h de carga, de acordo com a expressão (4.5).


i

PaCPCSPihSe

arg3

0

(4.5)


Se a potência dos CSPih de carga, mais a carga, menos a potência instalada não

renovável, for superior à potência necessária para os CSP0h, nenhum carro entra em

CF0h, de acordo com a expressão (4.6).

hCSP

PaCPCSPih

Se i


04

arg3

0

(4.6)


Se a 1ª e 2ª condição, descritas anteriormente, não forem verificadas terá de se usar

a expressão (4.7), para saber o número de CF0h de carga.

4

)arg(

0

3

ainsttérmic

oi

disponivel PaCPCSPih

hCSP (4.7)

Para a determinação da integração dos CF1h de carga, é necessário efectuar, a validação


4.9.


Esta primeira condição é idêntica à primeira dos CF0h de carga. Se verificada, entram

os CSP1h de carga, de acordo com a expressão (4.8).


i

PaCPCSPihSe

arg3

0

(4.8)


Entram os carros

CSP1h


i

PaCPCSPihSe

arg3

0

Entram os carros

CSP1h

Nenhum carro entra em CF1h

3ª Condição

2ª Condição

# Carros final (CF)

Integração

com 1h carga

(CF1h)

004

arg3

hCSP

PaCPCSPih

Se oi


Se 1ª, 2ª e 3ª condição não se verificar a integração é dada por:

Resultado da expressão

hCSP

PaCPCSPih

hCSPainsttérmic

oi

disponivel

04

arg

1

3

4ª Condição

hCSPhCSP

PaCPCSPih

Se oi


104

arg3

1ª Condição



Se a potência dos CSPih, mais a carga, menos a potência instalada não renovável, for

menor do que a potência dos CSP0h, então entram os CSP1h, quando utilizada a

expressão (4.9).

00

4

arg3

hCSP

PaCPCSPih

Se oi

ainsttérmicdisponível (4.9)


Se a potência dos CSPih, mais a carga, menos a potência instalada não renovável,

menos a potência dos CSP0h, for maior que os CSP1h, então não entra nenhum carro

nos CF1h de acordo com a expressão (4.10).

hCSPhCSP

PaCPCSPih

Se oi


104

arg3

(4.10)



Se a 1ª, 2ª e 3ª condição não se verificar, os CF1h de carga são obtidos através da

expressão (4.11).

hCSP

PaCPCSPih

hCSPainsttérmic

oi

disponivel

04

arg

1

3

(4.11)



4.10.

Entram os carros

CSP2h


i

PaCPCSPihSe

arg3

0

Entram os carros

CSP2h

Nenhum carro entra em

CF2h

3ª Condição

2ª Condição

# Carros final (CF)

0104

arg3

hCSPhCSP

PaCPCSPih

Se oi


1ª Condição



hCSPhCSP

PaCPCSPih

hCSPainsttérmic

oi

disponivel

104

arg

2

3

4ª Condição

hCSPhCSPhCSP

PaCPCSPih

Se oi


2104

arg3

Integração

com 2h carga

(CF2h)



Esta primeira condição é idêntica à primeira dos CF0h e 1h. Se verificada, entram os

CSP2h de carga, de acordo com a expressão (4.12).


i

PaCPCSPihSe

arg3

0

(4.12)




menos a potência dos CSP0h e 1h de carga, for menor do que 0, então, entram os

CSP2h, de acordo com a expressão (4.13).

010

4

arg3

hCSPhCSP

PaCPCSPih

Se oi




menos a potência dos CSP0h e 1h de carga, for maior que a potência dos CSP2h,

então nenhum carro entra em CF2h, de acordo com a expressão (4.14).

hCSPhCSPhCSP

PaCPCSPih

Se oi


2104

arg3

(4.14)



expressão (4.15).

hCSPhCSP

PaCPCSPih

hCSPainsttérmic

oi

disponivel

104

arg

2

3

(4.15)



4.11.


Esta primeira condição é idêntica à primeira dos CF0h,1h e 2h de carga. Se

verificada, entram os CSP3h de carga, de acordo com a expressão (4.16).


i

PaCPCSPihSe

arg3

0

(4.16)


Entram os carros

CSP3h


i

PaCPCSPihSe

arg3

0

Entram os carros

CSP3h

Nenhum carro entra em

CF3h

3ª Condição

2ª Condição

# Carros final (CF)

02104

arg3

hCSPhCSPhCSP

PaCPCSPih

Se oi


1ª Condição



hCSPhCSPhCSP

PaCPCSPih

hCSPainsttérmic

oi

disponivel

2104

arg

3

3

4ª Condição

Integração com

3h carga

(CF3h)

hCSPhCSPhCSPhCSP

PaCPCSPih

Se oi


32104

arg3




menos a potência dos CSP0h;1h e 2h de carga for menor do que 0, então entram os

CSP3h de carga, de acordo com a expressão (4.17).

0210

4

arg3

hCSPhCSPhCSP

PaCPCSPih

Se oi



Se a potência, dos CSPih, mais a carga menos a potência instalada não renovável,

menos a potência dos CSP0h;1h e 2h de carga, for maior que a potência dos CSP3h,

então nenhum carro entra em CF3h, de acordo com a expressão (4.18).

hCSPhCSPhCSPhCSP

PaCPCSPih

Se oi


32104

arg3

(4.18)




expressão (4.19).

hCSPhCSPhCSP

PaCPCSPih

hCSPainsttérmic

oi

disponivel

2104

arg

3

3

(4.19)


Neste capítulo, foram abordadas diversas possibilidades de integração de VEBs na rede

eléctrica da ilha. Foi dada particular atenção à identificação de estratégias passíveis de

serem utilizadas, com vista à identificação do nível de penetração de VEs em cada uma das

situações.

Com a aplicação da estratégia de carregamento Livre, verifica-se que os VEs poderão

efectuar o carregamento das suas baterias em qualquer momento. Para a avaliação deste

comportamento, é determinante a definição do perfil de comportamento dos utilizadores de

VEs, tendo em consideração a sua ligação à rede. O resultado de uma estratégia deste tipo

tende a fazer coincidir o consumo dos VEs com as horas de maior carga da rede, sendo

expectável que a percentagem de integração, que possa vir a ser atingida com esta

estratégia, seja relativamente pequena. Tal deve-se ao facto de os SEE não estarem

dimensionados para suportar o aumento de carga que pode ser provocada pelo consumo dos

VEs.

Em alternativa, a possibilidade de aplicação de uma Tarifa Bi-Horária vai estar orientada

para influenciar o momento do início da carga das baterias por intermédio de um sinal

económico, ou seja, através de preços diferenciadores de energia em diversos períodos do

dia. Uma estratégia deste tipo terá por objectivo deslocar parte do consumo devido aos VEs

para os períodos de menor carga no sistema sendo, por isso, expectável serem atingidos

níveis superiores de integração de VEs (relativamente à estratégia de carregamento Livre).

De entre as estratégias propostas, é expectável que a melhor estratégia para minimizar os

impactos resultantes da integração dos VE na rede e para permitir uma maximização de

integração de VEs será a estratégia de carregamento Inteligente. Tal deve-se ao facto de esta

estratégia atender a uma gestão eficiente dos recursos disponíveis em cada momento. No

entanto, é importante fazer notar que, para que esta seja adoptada, os gestores dos diversos

SEE deverão estimular os UVE com incentivos económicos ou outros para a adesão a este tipo

de estratégia (por exemplo, mediante a criação de sistemas tarifários que diferenciem

positivamente o comportamento dos UVE)

Sec.5.1 Introdução - 75

Capítulo 5

Resultados Finais

No Capítulo 4, foram abordadas as estratégias de carregamento a implementar, que se

devem aplicar aquando de um estudo dos impactos de integração de VEs nos SEE. Neste

capítulo, vão ser apresentados os resultados obtidos do estudo de impacto de integração de

VEs em redes isoladas – O Caso da Ilha das Flores.


Com o objectivo de comparar os resultados, do impacto das diferentes estratégias de

carregamento utilizadas em cada cenário, os mesmos foram compilados em tabelas e figuras,

ao nível de tensões, congestionamentos, perdas nas linhas, aspectos ambientais, económicos

e limites de integração na rede.

5.2 - Resultados Obtidos com as Estratégias de Carregamento

5.2.1 – Carregamento Livre

Com a estratégia de carregamento Livre, foram observados os níveis de tensão em todos

os barramentos da rede, das dez menores tensões observadas (Figura 5.1), foram

seleccionados os quatro barramentos de menor tensão, que correspondem, como era de

esperar, aos pontos electricamente mais afastados da rede.

76 – Cap.5 Resultados Finais

0,9534

0,9536

0,9538

0,9540

0,9542

0,9544

0,9546

0,9548

0,9550

0,9552

40 39 38 27 26 40 39 25 27 38

Tensã

o [

p.u

.]

Barramentos

Utilizando uma estratégia de Recarga Livre com uma taxa de

penetração 0,5 determinou-se as dez tensões menores.

Figura 5.1 - Dez menores tensões observadas na rede, considerando o cenário 4.

Através da Tabela 5.1, verifica-se que à medida que a carga dos VEBs aumenta os níveis de

tensão diminuem, face ao valor do barramento de referência. Verificou-se também que o

nível de tensão baixou 1,13% em média do cenário 0 para o cenário 4.

Tabela 5.1 - Níveis de tensão usando a estratégia de carregamento Livre.

Tensão [p.u.]

Barramentos 40 39 38 27

Cenário 0 0,96495 0,96500 0,96531

Cenário 1 0,96405 0,96410 0,96442

Cenário 2 0,96220 0,96225 0,96257 0,96515

Cenário 3 0,95860 0,95891 0,95921 0,96067

Cenário 4 0,95402 0,95406 0,95437 0,95460

Da análise da Tabela 5.1, verifica-se que o nível de tensão em todos os barramentos está

dentro dos valores limites de referência, ± 10% do valor do barramento de referência de

acordo com a norma EN50.160.

Na Figura 5.2, estão representados os valores da tensão no barramento 40 em todos os

cenários. Da figura, depreende-se que, à medida que a taxa de penetração aumenta, os

perfis de tensão vão-se degradando. No cenário 3 e 4, é onde o perfil de tensão mais se

degrada relativamente ao cenário 0.

0,953

0,955

0,957

0,959

0,961

0,963

0,965

Cenário 0 Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Cenário 4

Te

nsão [

p.u

]

Figura 5.2 - Tensão no barramento 40, utilizando a estratégia de carregamento Livre.

Sec. 5.2 Resultados Obtidos com as Estratégias de Carregamento - 77

Na Tabela 5.2, estão representados os níveis de congestionamentos nos ramos mais

sobrecarregados, como era de esperar os ramos junto ao centro electroprodutor são os mais

sobrecarregados.

Tabela 5.2 - Níveis de congestionamentos usando a estratégia de carregamento Livre.

Taxas das Linhas[%]

Linhas L1-17 L17-18 L8-9

Cenário 0 19,85% 19,47% 17,76%

Cenário 1 20,55% 20,16% 18,75%

Cenário 2 22,05% 21,62% 21,20%

Cenário 3 24,89% 24,38% 25,18%

Cenário 4 28,76% 28,12% 30,56%

A variação dos congestionamentos em média nas linhas do cenário 0, quando comparado

com o cenário 4, é de cerca de 54%, a maior variação verificou-se na linha L8-9,

aproximadamente 72%.

O valor das perdas diárias quando utilizada esta estratégia de carregamento são descritas

na Tabela 5.3.

Tabela 5.3 - Níveis de perdas diárias usando a estratégia de carregamento Livre.

Perdas Diárias - Livre

Perdas Diárias [MWh]


0,403 0,417 0,452 0,505 0,589

5.2.2 – Carregamento Tarifa Bi-Horária

Na Tabela 5.4, estão representados os efeitos da penetração de VEBs nos níveis de tensão

para os mesmos barramentos da estratégia de carregamento Livre, utilizando a estratégia de

carregamento Tarifa Bi-Horária. Foi considerado que 50% dos VEBs aderiram a esta tarifa na

Ilha das Flores.

Tabela 5.4 - Níveis de tensão usando a estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária.

Tensão [p.u.]


Cenário 0 0,96495 0,96500 0,96532

Cenário 1 0,96448 0,96453 0,96485

Cenário 2 0,96329 0,96344 0,96363

Cenário 3 0,95935 0,95939 0,95969 0,96086

Cenário 4 0,95410 0,95415 0,95455 0,95428

Da Tabela 5.4, conclui-se que a variação da tensão entre o cenário 0 e o cenário 4 é em

média 1,12% mais baixa. Salienta-se que o barramento 27, melhora em termos de tensão

quando comparado com a estratégia de carregamento Livre, deixando de aparecer no cenário


2 como um dos que teriam as quatro menores tensões. Na Figura 5.3, estão representados os

valores da tensão no barramento 40 em todos os cenários.

0,953

0,955

0,957

0,959

0,961

0,963

0,965


Te

nsão [

p.u

]

Figura 5.3 - Tensão no barramento 40, utilizando a estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária.

Volta-se a verificar que no cenário 3 e 4, à medida que a penetração aumenta, o valor da

tensão para o barramento baixa. Quando comparados os valores da tensão nesses dois

cenários, verifica-se que o valor das tensões com a estratégia de Tarifa Bi-Horária são um

pouco melhores do que os obtidos através da estratégia de carregamento Livre, de acordo

com o exposto na Tabela 5.5.

Tabela 5.5 - Comparação da degradação das tensões do cenário 0 para os restantes por estratégia.

% Degradação da tensão

Barramento 40

Cenários CL TBH

0 - 1 0,09% 0,05%

0 - 2 0,28% 0,17%

0 - 3 0,66% 0,58%

0 - 4 1,13% 1,12%

Na Tabela 5.6, estão representados os níveis de congestionamento nos ramos mais


sobrecarregados.

Tabela 5.6 - Níveis de congestionamentos usando a estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária.

Taxas das Linhas[%]

Linhas L1-17 L17-18 L8-9

Cenário 0 19,85% 19,47%

Cenário 1 20,21% 19,82% 18,28%

Cenário 2 21,65% 21,23% 20,98%

Cenário 3 24,77% 23,29% 25,38%

Cenário 4 28,97% 28,34% 31,23%


com o cenário 4, é de cerca de 54%, a maior variação voltou a verificar-se na linha L8-9,

Sec. 5.2 Resultados Obtidos com as Estratégias de Carregamento - 79

aproximadamente 71%, conclui-se que os congestionamentos melhoram com este tipo de

estratégia quando comparada com a estratégia de carregamento Livre para baixas

penetrações.

O valor das perdas diárias, quando utilizada esta estratégia de carregamento, é dado na

Tabela 5.7.

Tabela 5.7 - Níveis de perdas diárias usando a estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária.



0,403 0,417 0,45 0,503 0,587

5.2.3 – Carregamento Inteligente

Na Tabela 5.8, estão representados os efeitos da penetração de VEBs nos níveis de tensão

para os mesmos barramentos da estratégia de carregamento Livre e Tarifa Bi-Horária,

utilizando a estratégia de carregamento Inteligente.

Tabela 5.8 - Níveis de tensão usando a estratégia de carregamento Inteligente.

Tensão [p.u.]


Cenário 0 0,96495 0,96500 0,96531

Cenário 1 0,96405 0,96410 0,96442

Cenário 2 0,96220 0,96225 0,96257 0,9652

Cenário 3 0,96098 0,96103 0,96135

Cenário 4 0,96098 0,96103 0,96135

Da Tabela 5.8, conclui-se que a variação da tensão entre o cenário 0 e o cenário 4 é igual

em todos os barramentos 0,41%. Salienta-se que o barramento 27, com esta estratégia deixa

de ser afectado, apesar de apresentar um valor na tabela. Esse valor aparece porque a

estratégia de carregamento Inteligente só actua quando é atingido um determinado valor de

pico de carga. O ajuste do pico de carga surge quando a carga em cada hora mais a carga dos

VEBs, ultrapassar a capacidade instalada da CTAF. A estratégia de carregamento Inteligente

minimiza a tensão no barramento 27, fazendo com que nem apareça como as 4 menores

tensões na Tabela 5.8, quando comparada com os resultados da estratégia de carregamento

Tarifa Bi-Horária para os cenários 3 e 4.

Na Figura 5.4, estão representados os valores da tensão no barramento 40 em todos os

cenários. Da figura depreende-se que em qualquer um dos cenários, quando comparados os

valores da tensão com os obtidos nas outras duas estratégias (CL e TBH) o perfil é sempre

melhor. Daqui se tira uma conclusão importante: a estratégia de carregamento Inteligente

contribui significativamente para a melhoria dos níveis de tensão qualquer que seja a taxa de


penetração. Esta constatação verificou-se em todos os outros barramentos da rede, quando

comparados os dados da Tabela 5.1, Tabela 5.4 e Tabela 5.8.

0,953

0,955

0,957

0,959

0,961

0,963

0,965


Te

nsão [

p.u

]

Figura 5.4 - Tensão no barramento 40, utilizando a estratégia de carregamento Inteligente.

Na Tabela 5.9, estão representados os níveis de congestionamento nos ramos mais


sobrecarregados.

Tabela 5.9 - Níveis de congestionamentos usando a estratégia de carregamento Inteligente.

Taxas das Linhas[%]

Linhas L1-17 L17-18 L8-9

Cenário 0 19,85% 19,47% 17,76%

Cenário 1 20,55% 20,16% 18,75%

Cenário 2 22,05% 21,62% 21,20%

Cenário 3 22,96% 22,50% 22,27%

Cenário 4 22,96% 22,50% 22,54%


com o cenário 4, é de aproximadamente 19%, a maior variação voltou a verificar-se na linha

L8-9 cerca de 27%. Com estes valores, pode-se concluir a importância que a estratégia de

carregamento Inteligente tem para a melhoria significativa dos congestionamentos em todos

os cenários e quando comparada com as outras estratégias.

O valor das perdas diárias quando utilizada esta estratégia de carregamento são dadas na

Tabela 5.10

Tabela 5.10 - Níveis de perdas diárias usando a estratégia de carregamento Inteligente.



0,403 0,417 0,452 0,498 0,557

Nas subsecções seguintes, vão ser discriminados os impactos das emissões dos veículos de

MCI gCO2/km para o caso em estudo da ilha e os principais impactos com origem na

combustão de combustíveis fósseis na CTAF, considerando um cenário de integração de 50%

de VEBs, para o dia em que o consumo de energia primária foi o maior.

Sec. 5.3 Resultados dos Impactos Ambientais - 81

5.3 – Resultados dos Impactos Ambientais

A integração de VEs no sector dos transportes vai trazer benefícios significativos em

termos Ambientais, reduzindo as emissões de GEE e de outros poluentes. Estes veículos

poderão contribuir num futuro próximo para reduzir as emissões das centrais de produção de

energia eléctrica através do armazenamento de energia vinda de fontes renováveis. Essa

energia será alocada à rede em períodos de grande necessidade (pontas) contribuindo dessa

forma para a minimização das emissões no sector da geração.

5.3.1 – Sector Automóvel

Os resultados do cenário de comparação definido na metodologia de impactos ambientais

na subsecção 3.5.1.1, Capítulo 3, para o sector automóvel da ilha podem ser vistos na Tabela

5.11.

Tabela 5.11 - Energia consumida, emissões e custos com a introdução de 50% VEBs.

% Penetração # carros%

distâncias

Distâncias

[km]

Energia

usada

[kW.h]

Energia

usada

[ l ]

Emissões

VEBs

[g CO2/km]

Emissões MCI

[kt CO2]

VEBs

[€]

MCI

[€]

58,26% 15 636 239 0 200 83 286

50% 455 4,59% 30 100 38 0 32 13 45

34,72% 45 1137 427 0 358 148 512

2,43% 60 106 40 0 33 14 48

Totais 1980 743 0 623 257 891

Com base na Tabela 5.11, construiu-se o gráfico da Figura 5.5. Da análise da mesma figura,

conclui-se que o conjunto de 455 veículos de MCI, enviam para a atmosfera cerca de 623

ktCO2 num ano, com a introdução de um cenário idêntico a este na ilha. Este seria o valor a

minimizar em termos de emissões, devido ao facto de os mesmos não emitirem o GEE para a

atmosfera.

200,28

31,56

358,08

33,41

623,33

0 0 0 0 00,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

15 30 45 60 Total Anual

Distâncias [km]

Emissões MCI [kt CO2] , ano. Emissões VEBs [Kt CO2], ano.

Figura 5.5 - Emissões anuais enviadas para a atmosfera no caso de 50% penetração VEBs.


5.3.2 – Sector da Produção de Energia

Os resultados do cenário de comparação, entre as emissões produzidas no dia 20/08/2008

e o dia 17/12/2008, definido na metodologia de impactos ambientais na subsecção 3.5.1.2,

Capítulo 3, relativos ao sector da produção de energia, podem ser vistos na Figura 5.6. Na

figura, pode-se verificar que no dia de inverno as emissões com esta penetração são cerca de

11kt CO2, no dia de verão mais do que duplica, para o valor de 26kt CO2 (situação extrema),

isto devido ao facto de os recursos renováveis não estarem presentes para minimizar as

emissões do GEE em análise, como se pode ver na Figura 3.9.

6287

21213

5067

5067

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

Inverno Verão

Em

issões [kg C

02]

Emissões com 50% VEBs (Inverno - Verão)

Emissões sem VEBs na geração no dia de (Inverno - Verão)

30478

9033

7280

7280

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Energia

[kW

.h]

Em

issões [ k

g C

O2 ]

Tempo [h]

CO2

Dez : Dia 17 : energia térmica adicional VEBs Ago : Dia 20 : energia térmica adicional VEBs

Dez : Dia 17 : energia térmica do dia Ago : Dia 20 : energia térmica do dia

Dez : Dia 17 : com VEBs 50% [kg CO2] Ago : Dia 20 : sem VEBS [kg CO2]

Dez : Dia 17 : sem VEBs [kg CO2] Ago : Dia 20 : com VEBs 50% [kg CO2]

Figura 5.6 - Emissões de CO2, no dia mais crítico 20/08/2008, considerando a penetração de 50% VEBs.

5.4 – Resultados dos Impactos Económicos

Os utilizadores de veículos automóveis que fizerem a conversão para VEBs vão sentir uma

redução significativa dos custos com a energia necessária para os seus veículos, devido ao

facto do custo da energia ser mais barata do que a dos combustíveis fósseis utilizada nos MCI.

No sector da produção, irá assistir-se a um aumento dos custos devido à introdução destas

novas cargas. Na subsecção seguinte, vão ser apresentados os resultados dos custos de

utilização de VEBs e MCI em termos de comparação.

Sec. 5.5 Resultados dos Impactos Económicos - 83

5.4.1 – Sector Automóvel

De acordo com a metodologia referida na secção 3.5.1.1, Capítulo 3, obteve-se a seguinte

Figura 5.7.

239

38

427

40

743636

100

1137

106

1980

083

013

148

014

257286

045

512

048

891

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0

500

1000

1500

2000

2500

15 30 45 60 Total Diário

Custos: [€ MCI] [€ VEBs]

Energia: [Litr] [kW.h]

Distâncias [km]

Combustivel gasto [ l ], carros MCI Energia consumida [kWh], carros VEBs

Custos de energia VEBs [€] Custos de energia MCI [€]

Figura 5.7 - Energia consumida por tecnologia e respectivos custos.

As conclusões que se podem tirar da Figura 5.7 são as seguintes: o custo de utilização dos

VEBs considerando este cenário é cerca de 71% menos, do custo de utilização de um MCI. Se o

valor do kWh/km fosse ainda mais baixo, o valor do custo de utilização baixaria muito mais.

Num futuro muito próximo, com o desenvolvimento das tecnologias de armazenamento o

valor do kWh/km pode vir a atingir os valores entre 0,7 a 0,10. No cenário em análise,

conclui-se que para percorrer 100 km um VEB gasta o valor de aproximadamente 2 €/100 km

em termos de energia necessária para mover o VE, enquanto os MCI gastam cerca de 7 €/100

km.

Na subsecção seguinte, vão ser apresentados os resultados dos custos de produção da

energia para o dia 20/08/2008 e o custo da produção da energia adicional para alimentar as

cargas dos VEBs.

5.4.2 – Sector da Produção de Energia

De acordo com a metodologia referida na secção 3.5.1.2, Capítulo 3, para se determinar

o volume que os grupos gastam em termos de gasóleo foi construída a Tabela 5.12, onde está

registado o consumo específico de cada grupo. Para este dia, considerou-se que as máquinas

trabalharam, com um consumo específico de 75%, com uma média de 224 g/kW nos quatro

grupos, assim o volume apurado foi de 0,2651 l/kW.

-71%


Na Tabela 5.12, está representada a energia produzida nesse dia para as cargas normais e

a energia necessária para carregar os VEBs, bem como os custos associados à produção de

energia para carregar os VEBs, no dia em análise.

Tabela 5.12 - Caracterização dos grupos térmicos instalados CTAF.

Entrada em serviço 1966

Potência Total instalada 2310 [kW]

Número de grupos 4

Combustível Gasóleo

Grupos Grupo 7 e 8 Grupo 9 Grupo 10

Gerador MARKON-BR906B STAMFORD-SC736 SR4B

Motor CATERPILLAR D398 BPC CA CATERPILLAR D398 BPC C CATERPILLAR 3512B TA

Potência Nominal [kW] 500 500 810

Consumo especifico [g/kWh]

100% 230 230 196 2310

75% 238 238 195 1733

50% 244 244 202 1155

Consumo médio a 75% [g/kWh] 224

Densidade gasóleo [g/l] 845

Preço do gasóleo [€/l] 0,517

Volume apurado [l/kWh] 0,2651

Custo produção Preço Venda

Prod Térmica (20-08-2008) [kWh] 30478 4.177 € 3.962 €

Prod Térmica VEBs (20-08-2008) [kWh] 7280 998 € 946 €

Potências

Alcançadas por

consumo

5.5 – Análise dos Resultados

Nesta secção, vão ser analisados os resultados dos impactos de integração de VEBs em

redes eléctricas isoladas, quando utilizadas as diversas estratégias de carregamento e os

impactos em termos ambientais e económicos no sector do transporte e produção de energia.

5.5.1 – Tensões

Com base nos resultados descritos na secção 5.2, vai ser possível caracterizar o

comportamento da rede, quando sujeita a uma integração de VEBs com diversas taxas de

penetração. Para perceber o comportamento da rede em termos de níveis de tensão, vai ser

feita uma análise comparativa dos resultados da tensão no ponto mais afastado da rede

(Barramento 40), por estratégia de carregamento.

Sec. 5.5 Análise dos Resultados - 85

0,953

0,955

0,957

0,959

0,961

0,963

0,965


Tensã

o [

p.u

.]

Sem VEBs CL TBH CI

Figura 5.8 - Comparação das tensões no ponto mais afastado da rede, quando utilizadas as três

estratégias de carregamento.

Observando a Figura 5.8, podem-se extrair as seguintes conclusões: 1ª - um dos factores

limitativos à penetração elevada de VEBs é o nível de tensão (exemplo cenário 4), apesar de

estes valores de tensão estarem dentro dos valores da Norma EN50.160 para todos os

cenários; 2ª - a estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária ao longo de todos os cenários

tem melhores resultados do que a estratégia de carregamento Livre; 3ª - a estratégia de

carregamento Tarifa Bi-Horária é óptima para taxas de penetração pequenas e médias,

(cenário 1 e 2); 4ª - para penetrações mais altas, a estratégia de carregamento Inteligente

tem a melhor performance, como se pode ver no cenário 3 e 4.

Com base nas conclusões, conclui-se que a estratégia de carregamento Inteligente é a

estratégia que consegue minimizar a degradação das tensões em todos os cenários analisados.

Esse efeito pode ser visto ao longo das 24h na Figura 5.9 quando considerado o cenário 4, onde

estão representados os valores mínimos de tensão a cada hora do dia, bem como os

resultados da tensão, resultantes da aplicação de cada estratégia a cada hora.

0,940

0,945

0,950

0,955

0,960

0,965

0,970

0,975

0,980

0,985

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Tensã

o [

p.u

]

Tempo [h]

CL TBH CI

Figura 5.9 - Utilizando as estratégias de carregamento no cenário 4, verificou-se as seguintes gamas de

tensões mínimas para cada hora ao longo das 24 horas.


Para concluir a análise da tensão por estratégia, foi traçado o gráfico da Figura 5.10 onde

se pode verificar o nível de tensão em todos os barramentos e saídas da CTHAF por estratégia

de carregamento aplicadas ao cenário 4 às 22h. A escolha das 22h está relacionada com o

acontecimento da entrada dos 50% de carros que ficaram à espera da hora para recarregar,

com tarifa mais económica. Como se pode ver na Figura 5.10, a estratégia de carregamento

Tarifa Bi-Horária tem aqui o seu pior desempenho em termos da gestão das tensões ao nível

dos nós da rede.

Saídas:

0,940

0,950

0,960

0,970

0,980

0,990

1,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46

Tensão [p.u

]

Barramentos

CL TBH CI

Ponta DelgadaSaída LajesS. Cruz IIS. Cruz I

Figura 5.10 - Nível de tensão em cada barramento, às 22h em todas as saídas da CTHAF.

5.5.2 – Congestionamentos

De novo com base nos resultados apresentados na secção 5.2, ao nível de

congestionamentos, vai ser possível caracterizar o comportamento da rede, quando sujeita a

uma integração de VEBs com diversas taxas de penetração.

Para perceber o comportamento da rede em termos de congestionamentos, vai ser feita

uma análise comparativa dos resultados dos congestionamentos máximos em todas as linhas

da rede, por estratégia de carregamento. De todas as linhas analisadas, a mais congestionada

é a linha L8-9 nos cenários 3 e 4, como era de prever por se tratar uma zona (Santa Cruz

centro) onde vão existir 154 VEBs para carregar dos 455 VEBs. Da Figura 5.11, pode aferir-se

que os ramos estão preparados para suportar elevadas penetrações de carga, devido ao facto

de o valor limite de referência estar muito afastado dos valores registados.


0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


Taxa [

%]

Sem VEBs CL TBH CI Taxa Limite

Figura 5.11 - Comparação de congestionamentos na linha L8-9, utilizando todas as estratégias.

Apesar dos valores das taxas de congestionamento estarem muito afastados do limite,

constata-se que a estratégia de carregamento Inteligente é a que melhora em situações de

penetrações elevadas nos ramos mais congestionados, como é o caso da linha L8-9 (observar

cenário 4). Mais uma vez se verifica também que, para baixas e médias penetrações, a

estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária tem bons resultados face à estratégia de

carregamento Livre, mas para penetrações mais elevadas o congestionamento aumenta face

às outras duas estratégias.

Na Figura 5.12, estão representados os níveis de congestionamento máximos que

ocorreram em cada hora por estratégia de carregamento, quando aplicadas ao cenário 4.

Verifica-se que na hora de ponta, a estratégia de carregamento Inteligente minimiza o

aumento da taxa de congestionamento.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Taxa [%

]

Tempo [h]

CL TBH CI

Figura 5.12 - Taxa de congestionamento máxima para cada hora ao longo das 24 horas.


Para concluir a análise dos congestionamentos por estratégia de carregamento, vão ser

analisados os congestionamentos que acontecem às 22h para o cenário 4. Assim, foi traçado o

gráfico da Figura 5.13 onde se pode verificar a taxa de congestionamento em todas as linhas, e

a visão das taxas de congestionamento de todas as saídas da CTHAF. A escolha das 22h no

cenário 4 está relacionada com o seguinte acontecimento: entrada de 50% dos VEBs que

ficaram à espera da hora para recarregar para ter a tarifa mais económica. Com base neste

acontecimento, pode-se analisar o mesmo a partir da Figura 5.13, constatando-se que o

impacto da utilização da estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária na rede tem aqui o seu

pior desempenho em termos da gestão dos congestionamentos ao nível das linhas da rede,

podendo-se concluir que é a estratégia que permite maiores congestionamentos nas linhas

para cenários de grande penetração.

Saídas: Ponta DelgadaSaída LajesS. Cruz IIS. Cruz I

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

L 1

-2

L 2

-3

L 3

-4

L 4

-5

L 5

-6

L 1

-7

L 1

-8

L 8

-9

L 9

-10

L 1

0 -

11

L 1

1 -

12

L 1

2 -

13

L 1

3 -

14

L 1

4 -

15

L 1

5 -

16

L 1

-17

L 1

7 -

18

L 1

8 -

19

L 1

9 -

20

L 2

0 -

21

L 2

1 -

22

L 2

2 -

23

L 2

3 -

24

L 2

4 -

25

L 2

5 -

26

L 2

6 -

27

L 1

8 -

28

L 2

8 -

29

L 2

8 -

30

L 1

8 -

31

L 3

1 -

32

L 3

2 -

33

L 3

3 -

34

L 3

4 -

35

L 3

1 -

36

L 3

6 -

37

L 3

7 -

38

L 3

8 -

39

L 3

9 -

40

L 1

-41

L 4

1 -

42

L 4

2 -

43

L 4

3 -

44

L 4

4 -

45

L 4

4 -

46

Taxa [

%]

Linhas

CL TBH CI

Figura 5.13 - Congestionamentos nas linhas, às 22h por estratégia de carregamento.

5.5.3 – Energia de Perdas

Quanto às perdas, pode-se concluir através da Tabela 5.13, Figura 5.14 e Figura 5.15 que a

utilização da estratégia de carregamento Inteligente traz bastantes benefícios quando

comparada com outras estratégias, contribui para que as perdas diminuam, o que é muito

positivo como se pode ver na Figura 5.14, quando são consideradas penetrações médias altas.

Tabela 5.13 - Comparação de perdas em todos os cenários por estratégia adoptada.


Estratégia Cenário 0 Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Cenário 4

CL 0,403 0,417 0,452 0,505 0,589

TBH 0,403 0,417 0,45 0,503 0,587

CI 0,403 0,417 0,452 0,498 0,557


0,30

0,35

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60

0,65

CL TBH CI

Perd

as

Diá

rias

[MW

.h]

Estratégias usadas

Cenário 4

Figura 5.14 - Comparação de perdas, através das estratégias de carregamento, Livre, Tarifa Bi-Horária e

Inteligente, aplicadas ao cenário 4.

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00


Perd

as

[M

W.h

]

Sem VEBs CL TBH CI

Figura 5.15 - Comparação das perdas, através de todas as estratégias em todos os cenários.

5.5.4 – Picos de Carga no Diagrama de Carga da Rede

Para garantir a robustez e níveis de dimensionamento adequados da rede de AT/MT,

subestações da distribuição e planeamento de rede é necessário conhecer a ponta da carga,

com entrada dos VEBs em massa. Este indicador diz-nos que é neste momento que a rede é

submetida a condições mais exigentes. Na Tabela 5.14, está descrito o comportamento

estimado da ponta máxima, assim como a evolução da energia com VEBs até 2015 prevista

para aquelas percentagens de integração. Na Figura 5.16, estão representadas a ponta máxima

e mínima e a energia até 2009 e os respectivos valores estimados para cada uma com e sem

VEBs até 2015, utilizando uma estratégia de carregamento Livre.

Tabela 5.14 - Evolução da ponta máxima e da energia da ilha até 2015.

Ano % Integração CL kW VEBs kWh dia Energia estimada c/ VEBs GW

2009 0% n.a n.a n.a

2010 5% 1989 656 11,35

2011 10% 2097 1472 12,04

2012 15% 2229 2272 12,81

2013 25% 2485 2896 13,59

2014 35% 2749 3696 14,33

2015 50% 3145 5008 15,15


0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

400

800

1200

1600

2000

2400

2800

3200

3600

4000

4400

4800

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Energia

[G

W.h

]

Potência

[kW

]

Anos

Evolução da Ponta máxima e minima.

Maior Ponta até 2009 Maior ponta estimada sem VEBs Maior ponta estimada com VEBs

Menor ponta até 2009 Menor ponta estimada sem VEBs Menor ponta estimada com VEBs

Energia até 2009 Energia estimada sem VEBs Energia estimada com VEBs

Figura 5.16 - Evolução da ponta máxima e mínima até 2009 e estimada com VEBs até 2015.

Nota: num cenário hipotético de 100% de VEBs e condições climatéricas secas e de pouco

vento (pouco provável), a potência instalada terá de garantir o valor da ponta na ordem dos

4,5 MW. No plano de expansão do sistema electroprodutor referido na subsecção 3.4.3,

Capítulo 3, está-se a contemplar o valor de 3,5 MW não renovável. Neste cenário, o valor é

aceitável desde que se utilizem as estratégias de carregamentos adequadas discriminadas

neste documento. Na Tabela 5.15, estão representadas as pontas de carga para cada cenário

estudado e respectiva estratégia de carregamento utilizada.

Tabela 5.15 - Comparação de picos de carga.

Pico de carga [kW] # máx VEBs

Cenários % Integração Sem VEBs CL TBH CI CL TBH CI

Cenário 0 0% 1889 1889 1889 1889

Cenário 1 5% 1989 1941 1989 41 41 41

Cenário 2 15% 2229 2204 2229 142 142 142

18% 2301 2292 2301 165 166 165

19% 2333 2320 2327 175 175

Cenário 3 30% 2621 2636 2327 274

Cenário 4 50% 3145 3204 2327 455

Constatou-se que a ponta de carga com a estratégia de carregamento Livre aumentou

cerca de 66% do cenário 0 para o cenário 4, e na Tarifa Bi-Horária aumentou cerca de 70%.

Quanto à estratégia de carregamento Inteligente, só aumentou 23% para qualquer % de

integração acima de 19% de VEBs. Mais uma boa constatação para garantir a robustez da rede

e sua fiabilidade. Os valores apresentados a negrito na Tabela 5.15 correspondem à ponta de

carga máxima admissível para cada estratégia de carregamento.


Os diagramas de carga obtidos para os cenários 1 a 4, para o dia inteiro, são

representados da Figura 5.17, à Figura 5.20, na subsecção seguinte.

Cenário 1:

0

400

800

1200

1600

2000

2400

2800

3200

3600

4000

4400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potência

[kW

]

Tempo [h]

Diagrama de cargas por estratégia de carregamento

Pinstalada Geração 0,05 VEBs, Estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária

Pinstalada Térmica 0,05 VEBs, Estratégia de carregamento Inteligente

Carga 0,05 VEBs, Estratégia de carregamento Livre

Figura 5.17 - Diagrama de carga - cenário 1.

Cenário 2:

0

400

800

1200

1600

2000

2400

2800

3200

3600

4000

4400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potência

[kW

]

Tempo [h]


Pinstalada Geração 0,15 VEBs, Estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária

Pinstalada Térmica 0,15 VEBs, Estratégia de carregamento Inteligente




Cenário 3:

0

400

800

1200

1600

2000

2400

2800

3200

3600

4000

4400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potência

[kW

]

Tempo [h]


Pinstalada Geração 0,3 VEBs, Estratégia de carregamento Inteligente

Pinstalada Térmica 0,3 VEBs, Estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária



Cenário 4:

0

400

800

1200

1600

2000

2400

2800

3200

3600

4000

4400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potência

[kW

]

Tempo [h]


Pinstalada Geração 0,5 VEBs, Estratégia de carregamento Inteligente

Pinstalada Térmica 0,5 VEBs, Estratégia de carregamento Livre

Carga 0,5 VEBs, Estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária



5.5.6 - Ambientais e Económicos

De acordo com os resultados expressos na Figura 5.21, para o dia em análise, permite-nos

verificar que a introdução de VEBs no sector dos transportes, vai diminuir em 100% as

emissões do GEE e reduzir os custos da energia para os utilizadores, de acordo com a Figura

5.7. Surge um problema que carece ser resolvido, as emissões atmosféricas de GEE do lado da

produção da ilha vão ser sempre superiores (Figura 5.6), para poder fornecer energia para

esses veículos do que as que foram ganhas pelos VEBs, devido à utilização de energia

eléctrica. Perante esta constatação surge aqui um novo desafio ao distribuidor da ilha, como

minimizar este problema e soluções a implementar?

0,550,09

0,98

0,09

1,71

5,07

0 0 0 0 00,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

15 30 45 60 Total Diário Emissão CTAFDistâncias [km]

Emissões MCI [kt CO2] , dia. Emissões VEBs [Kt CO2], dia.

Figura 5.21 - Emissões de CO2 evitadas pelos VEBs e enviadas para a atmosfera por parte da CTAF no dia

em análise.

De acordo com a Figura 5.22 e a Tabela 5.12, pode-se verificar que o custo de produzir

energia para as cargas normais e para os VEBs considerando o cenário 4, é superior ao que o

utilizador vai pagar por essa energia se pagasse 0,13 €/kWh nesse dia em concreto. Assim,

pode-se afirmar que mais dois impactos surgiram com a introdução de VEBs em redes

eléctricas isoladas em zonas insulares: 1º - vão acontecer aumentos de custos do lado do

sector da produção; 2º - se as fontes de energia não forem alteradas para ERs ou encontradas

outras soluções que possam minimizar esses custos, os consumidores de energia do continente

terão que contribuir para a compensação tarifária, para que exista uniformidade de tarifas

entre o continente e as regiões autónomas de acordo com o artigo 61º do Decreto de Lei

29/2006 de 15 de Fevereiro.

?


30478 [kW.h]

4.177 €

998 €

7280 [kW.h]

3.962 €

946 €

Sem VEBs Com VEBS

Prod Térmica (20-08-2008)

Produção Venda

Custos Sem VEBs

Produção Venda

Custos com VEBs

Figura 5.22 - Custos de produção e proveitos da venda de energia térmica com e sem VEBs,

considerando o cenário 4, tendo em conta o preço de venda ao público do kW.

5.6 - Resumo e Principais Conclusões

Os impactos de integração de VEBs em rede isoladas são variados, como se pode ver nas

análises feitas na secção anterior. No caso concreto da Ilha das Flores, as principais

conclusões são:

A integração de VEBs na ilha suporta uma determinada quantidade máxima de

VEBs de acordo com a Tabela 5.15, consoante a estratégia de carregamento

adoptada e a percentagem de penetração;

Verificou-se que para valores de penetração acima dos 18%, no regime de

carregamento Livre, o operador de rede seria obrigado a aumentar a potência

instalada da CTAF para poder satisfazer os utilizadores;

Nos aspectos ambientais, verificou-se que no sector dos transportes são 100%

beneficiados devido ao facto de as emissões de GEE serem eliminadas pela

mudança do tipo de energia usada nos motores de propulsão dos veículos (Figura

5.21). No sector da produção de energia eléctrica, verificou-se o aumento das

emissões de gases poluentes (Figura 5.6);

Em termos económicos, verificou-se que os UVE vão ter poupanças significativas

ao nível da energia que é utilizada no veículo, cerca de 71% menos do que a

energia utilizada num veículo de MCI (Figura 5.7). No sector da produção de

energia eléctrica, constatou-se que vai existir um aumento de custos com a

produção de energia.


Como se viu na secção 3.4.1.3, (Figura 3.9), existem horas do dia 20/08/2008 em que os

recursos renováveis são intermitentes ao ponto de quase só a central térmica estar a

funcionar. Durante o estudo, constatou-se que a grande limitação à integração de VEBs na

ilha está ao nível do sistema electroprodutor, mais propriamente ao nível da CTAF em que a

sua capacidade instalada não vai além dos 2327 kW. Este valor é o limite máximo de pico de

carga que o SEE da ilha pode suportar, sem que exista interrupção do fornecimento. Outra

das conclusões que se tira é que a rede de MT está preparada actualmente para receber esta

tecnologia, pois respeita os limites operacionais de tensão nos barramentos e

congestionamentos nas linhas. Sabe-se que se a tensão ao variar ± 10% do valor de referência

pode por em causa a estabilidade e fiabilidade da rede.

Relativamente às estratégias de carregamento, é feito um resumo de seguida das

principais conclusões resultantes da sua aplicação na rede da Ilha das Flores.

Quando utilizada a estratégia de carregamento Tarifa Bi-Horária, em comparação com a

Livre, a estratégia ao longo de todos os cenários, tem melhores resultados ao nível de tensão

do que a Livre. Para pequenas e médias penetrações, a estratégia têm bons resultados face à

Livre, mas para penetrações mais elevadas o congestionamento aumenta face às outras duas

estratégias (Figura 5.13). Ao nível das perdas, esta estratégia proporciona menores perdas do

que a estratégia Livre, ao longo de todos os cenários, mas mais perdas do que a do

carregamento Inteligente. Para pequenas penetrações até cerca de 20%, a estratégia tem os

melhores resultados ao nível de Picos de Carga. No aspecto económico, esta estratégia

proporciona melhores preços aos utilizadores de VEBs em determinado período do dia de

acordo com a Tabela 4.3.

Quanto à estratégia de carregamento Inteligente, esta consegue minimizar a degradação

das tensões em todos os cenários analisados, quando comparada com as outras estratégias.

Trata-se sem dúvida da mais completa, tem as melhores performances em todas as variáveis

principais que caracterizam uma rede, quer ao nível de tensão, congestionamentos, perdas e

picos de carga. Este tipo de estratégia pressupõe a existência de incentivos por parte do

operador de rede para a adesão da mesma por parte dos clientes. Se for possível cativar os

clientes à adesão a este tipo de estratégia, o operador de rede estará a conseguir uma

melhor fiabilidade e controlabilidade da rede e fornecendo um serviço de qualidade ao

cliente.

96 - C - Cap. 6 Conclusões

Capítulo 6

Conclusões

No Capítulo 5, foram apresentados os resultados e as análises dos mesmos, neste capítulo

vão ser apresentadas as principais contribuições desta dissertação e os futuros estudos e

desenvolvimentos que podem ser realizados a partir deste trabalho.

6.1 – Principais Contribuições da Dissertação

As principais contribuições na realização deste estudo procuram trazer respostas aos

possíveis impactos, que estas novas cargas poderiam trazer à rede eléctrica e aos residentes

na Ilha das Flores. As mesmas são enumeradas a seguir:

1ª - Comportamento da rede eléctrica da Ilha das Flores em termos técnicos:

Com este estudo, verificou-se que a rede eléctrica da ilha está preparada para receber

esta tecnologia em termos técnicos, não existindo nenhuma limitação.

2ª - Identificação de possíveis limitações do sistema electroprodutor:

Após vários testes iniciais com a estratégia de carregamento Livre, verificou-se que a

principal limitação à maximização de integração de VEBs está no sistema electroprodutor,

devido à sua potência instalada de origem térmica ser inferior às necessidades aquando da

introdução destas novas cargas em grande escala.

3ª - Identificação do número máximo de VEBs que podem ser integrados por estratégia de

carregamento:

Isso foi possível através da identificação da limitação do sistema electroprodutor, quando

utilizada a estratégia de carregamento Livre, assim foi necessário desenvolver uma estratégia

Sec. 6.1 Principais Contribuições da Dissertação - 97

de carregamento Inteligente de forma a minimizar o impacto de tal limitação. Com esta nova

estratégia, foi possível maximizar a integração de VEBs até 100%, sem ser necessário fazer

investimentos por parte do operador da rede. Para que esta integração de 100% seja

exequível o operador de rede terá de desenvolver estratégias para cativar os clientes a aderir

a esta modalidade de carregamento, o que não será difícil devido ao facto de em termos de

mobilidade a ilha não apresentar grandes necessidades diárias de energia por UVE (Cenário

normal).

4ª - Impactos em termos ambientais:

Com a introdução desta tecnologia, o sector dos transportes deixaria de emitir 100% das

emissões poluentes por cada veículo que se transferisse para VE. No sector da produção, as

emissões aumentariam. Este aumento de emissões é um desafio futuro, como o minimizar,

para que a ilha se torne em termos ambientais ainda melhor após a introdução dos VEBs.

5ª - Impactos ao nível económico:

Os impactos económicos ao nível dos utilizadores de VEBs são significativos pelo facto de

a energia eléctrica ser mais barata do que a de origem fóssil, chegando a representar uma

diminuição de aproximadamente 71%. No sector da produção, os custos da introdução dos

VEBs vão aumentar do lado da produção como se fosse uma carga normal. Face a esta

constatação, é necessário incrementar a penetração de ERs por parte do operador local, para

minimizar os custos e dessa forma contribuir para que os utilizadores do continente não

sejam penalizados devido ao facto da existência da compensação tarifária entre o continente

e as regiões autónomas referida na subsecção 5.5.6.

O trabalho desenvolvido nesta dissertação trouxe importantes respostas às principais

questões de impacto à integração de veículos eléctricos em redes isoladas, bem como

estratégias para minimizar possíveis limitações à integração de VEBs e ao mesmo tempo

minimizar os custos de investimento no reforço do SEE da ilha.

A utilização de estratégias de carregamento do tipo Inteligente, com base em

procedimentos de optimização e outros que possam ser incorporados, é a melhor solução a

adoptar. Pois, esta minimiza todos os aspectos técnicos que uma rede pode ter, em termos

de comportamento, quando sujeita a cargas electricamente distribuídas pela rede. Esta

estratégia também pode servir para maximizar a exploração de recursos renováveis

deslocando quanto possível a carga para períodos onde a mesma exista, a utilização deste

tipo de inteligência juntamente com sistemas do tipo MR é um dos cenários prováveis a

implementar tendo em conta os planos de investimento para a ilha em reforçar a componente

renovável

98 - Cap. 6 Conclusões

6.2 – Futuros Estudos e Desenvolvimentos

De acordo com o estudo realizado, foram detectados alguns impactos negativos que

precisam de ser resolvidos, quer ao nível das limitações existentes do recurso renovável, quer

ao nível das emissões enviadas para a atmosfera pelo sistema electroprodutor, resultantes da

integração deste tipo de cargas na rede, bem como os custos acrescidos que o sector da

produção terá para produzir a energia para as alimentar.

Nas próximas duas figuras, identificar-se-ão os futuros desenvolvimentos deste trabalho.

Na Figura 6.1, pode-se verificar o diagrama de carga actual, quando aplicada a estratégia de

carregamento Inteligente com uma penetração de 50%, bem como a contribuição de cada

recurso para alimentar a carga ao longo do dia 17/12/2008.

4411

2327

0

400

800

1200

1600

2000

2400

2800

3200

3600

4000

4400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potência

[kW

]

Tempo[h]

Inverno

Produção Eólica Produção Hidrica

Produção Térmica Pinst Geração

Pinst Térmica Com 0,5 VEBs, Estratégia Carregamento Inteligente

Carga

Figura 6.1 - Diagrama de carga, por recurso energético e estratégia de carregamento Inteligente.

De acordo com o novo plano de expansão do sistema electroprodutor referido na

subsecção 3.4.3, que está reflectido na Figura 6.2, podemos verificar uma visão de um possível

cenário de maximização de integração de VEBs, aproveitando o recurso que vai ficar

disponível a mais em termos de ER (ver curva: nova proposta de Geração Renovável), de

origem Hídrica e de μG com painéis fotovoltaicos, se os residentes na ilha aderirem aos

mesmos.

Sec. 6.2 Futuros Estudos e Desenvolvimentos - 99

O futuro estudo a efectuar, deverá contemplar esses reforços de ERs em que os VEBs irão

ser uma parte importante na gestão do SEE utilizando parte dessa energia fornecida pelas

ERs. Como? Estes passaram a ser uma fonte de armazenamento distribuída pela rede e a

partir de um determinado momento do dia, caso lhes seja solicitado, os mesmos poderão

restituir à rede essa energia armazenada através da metodologia VLR a desenvolver nesses

futuros estudos.

Com a aplicação dessa metodologia, VLR os impactos registados neste estudo em termos

de aumento de emissões serão minimizados ou mesmo eliminados se o recurso renovável se

mantiver constante na maior parte do ano. Quanto aos aspectos económicos, no sector da

produção, com a adopção desta metodologia, os mesmos vão ser também minimizados

podendo mesmo deixar de existir.

Terminamos dizendo que a Figura 6.2 e as que se seguirão no futuro são o ponto de partida

para tornar a Ilha das Flores nos próximos anos como um modelo de excelência em termos de

eficiência energética a seguir, o que a tornará no futuro com uma classificação em termos

ambientais de Ilha Verde.

2716

3600

6916

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Potência

[kW

]

Tempo [h]

Inverno

Produção Térmica Produção Hidrica

Produção Eólica Nova proposta de Geração Renovável

Com 0,5 VEBs, Estratégia Carregamento Inteligente Actual Geração Eólica

Com 0,5 VEBs, Estratégia Carregamento Livre Pinstnova Hidrica 2015

Dobro Geração Hídrica Pinstnova Térmica 2015

μGFV, com Pinst 3,45 kW, por habitação com 0,1 de 3860 casas Ptotalinstnova 2015

Figura 6.2 - Visão do futuro, dos sistemas de produção da ilha, com maior capacidade instalada de ERs,

constatação da oportunidade para o armazenamento pelos VEBs, transformando-os em fontes de

geração distribuídas. (Produção FV, considerando a radiação do dia 17/12 para a ilha).

100 - Referências Bibliográficas

Referências Bibliográficas

[1] W. Kempton, J. Tomic, "Vehicle-to-grid power implementation: From stabilizing the

grid to supporting large-scale renewable energy", Journal of Power Sources, Vol. 144,

no. 1, pp. 280-294, 1 June 2005.

[2] W. Kempton, J. Tomic, "Vehicle-to-grid power fundamentals: Calculating capacity

and net revenue", Journal of Power Sources, vol. 144, no. 1, pp. 268-279, 1 June

2005.

[3] J. A. Peças Lopes, F. J. Soares, P. M. Rocha Almeida, “Identifying Management

Procedures to Deal with Connection of Electric Vehicles in the

Grid”,PowerTech’2009, Bucharest, Romania, June/July 2009.

[4] J. A. Peças Lopes, F. J. Soares, P. M. Almeida, M. Moreira da Silva, "Smart Charging

Strategies for Electric Vehicles: Enhancing Grid Performance and Maximizing the Use

of Variable Renewable Energy Resources ", EVS24, Stavanger, Norway, May 13-16,

2009.

[5] C. L. Moreira, J. A. Peças Lopes, "Microgrids Operation and Control under Emergency

Conditions Intelligent Automation and Soft Computing", vol. 16, no. 2, pp. 255-272.

[6] The Oil Drum, "Discussions about energy and our future: Production Forecasts and

EIA Oil Production Numbers", Disponível em http://www.theoildrum.com , Acesso

em 15 de Dezembro de 2009.

[7] E.I.A, Energy Infomation Administration, "Annual Energy Outlook 2010 Early Release

com Projeções para 2035 ", Disponível em : http://www.eia.doe.gov/ , Acesso em 15

Dezembro de 2009.

[8] Wikipédia História dos veículos eléctricos " Disponível em :http://en.wikipedia.org.

Acesso em 16 Dezembro de 2009.

[9] M. Kizaki, Y. Nonobe, H. Mizuno, "Development of New TOYOTA FCHV-adv ", EVS24

Stavanger, Norway, May 13-16, 2009 Fuel Cell System Engineering Div., Toyota Motor

Corporation.

[10] M. MATSUNAGA , T. FUKUSHIMA , K. OJIMA , "Powertrain System of Honda FCX Clarity

Fuel Cell Vehicle", Honda R&D Co., Ltd., 4630 Shimotakanezawa, Haga-machi, Haga-

gun, Tochigi, Japan , EVS24 Stavanger, Norway, May 13-16, 2009.

[11] ElectricDriveTransportationAssociation. "Vehicle Announcements" Disponível em :

http://www.electricdrive.org/index.php?ht=d/sp/i/11551/pid/11551. Acesso em 23

Dezembro de 2009.


[12] JHFC. "Japan Hidrogen & Fuel Cell Demosntration Project " Disponível em

:http://www.jhfc.jp/e/fcv/index.html. Acesso em 23/Dezembro/2009.

[13] Autobloggreen, " We obsessively cover the green scene" , Disponível em

:http://green.autoblog.com/gallery/ , Acesso em 10 Janeiro 2010.

[14] N.R.E.L. National Renewable Energy Laboratory, "Hybrid Electric and Fuel Cell EVs ",

Disponível em : http://www.nrel.gov. Acesso em 15 Dezembro de 2009.

[15] S. C. Bill Kramer, Benjamin Kroposki "A Review of Plug-in Vehicles and Vehicle-to-

Grid Capability ", National Renewable Energy Laboratory, 1617 Cole Blvd., Golden, CO

80401, USA. BEV-HEV-PHEV-FCEV.

[16] Tesla Motors, "Performance with a clean conscience ", Disponível em :

http://www.teslamotors.com/ , Acesso em 16 Dezembro de 2009.

[17] A123 SYSTEMS , "Enabling a New Era of Sustanaible Transportation ", Disponível em

:http://www.a123systems.com/a123/technology/power, Acesso em 20 Dezembro de

2009.

[18] General Motors, "Electricity that goes further. ", Disponível em

:http://www.chevrolet.com/pages/open/default/future/volt.do , Acesso em 16

Dezembro de 2009.

[19] U. S. Department of Energy, "Fuel Cell Vehicles", Disponível em :

http://www.fueleconomy.gov , Acesso em 15 Dezembro de 2009.

[20] Toyota, "Environmental Technology, Fuel Cells", Disponível em

:http://www2.toyota.co.jp/en/tech/environment/ , Acesso em 18 Dezembro de

2009.

[21] M. Zeraoulia, M.E.H. Benbouzid, D. Diallo, "Electric Motor Drive Selection Issues for

HEV Propulsion Systems: A Comparative Study ".

[22] N. Hashernnia, B. Asaei, "Comparative Study of Using Different Electric , Motors in

the Electric Vehicles ", Proceedings of the 2008 International Conference on

Electrical Machines.

[23] RWE, "How-does-the-charging-station-work ", Disponível em :http://www.rwe-

mobility.com/web/cms/en/237006/rwemobility/what-is-electro-mobility/how-does-

the-charging-station-work/ , Acesso em 20 Janeiro de 2010.

[24] Better Place , "charging ", Disponível em

:http://www.betterplace.com/solution/charging/ , Acesso em 20 Janeiro de 2010.

[25] R.W.E. , "The Mobility of Tomorrow Starts Today " Disponível em :http://www.rwe-

mobility.com. Acesso em 15 Dezembro de 2009.

[26] Mennekes, "Plugs for the world ", Disponível em :http://www.mennekes.de , Acesso

em 15 Dezembro de 2009.

[27] C. Botsford, A. Szczepanek, "Fast Charging vs. Slow Charging: Pros and cons for the

New Age of Electric Vehicles", EVS24Stavanger, Norway, May 13-16, 2009.

[28] B. Place. "Better Place, is a global provider of EV networks and services, accelarating

the transition to sustainable transportation" . Disponível em

http://www.betterplace.com/. Acesso em 15 de Dezembro de 2009.


[29] Autosil. "Energia por medida " Disponível em :http://www.autosil.pt/. Acesso em 20

Dezembro de 2009.

[30] MAX D. ANDERSON DODD S. CARR, " Battery Energy Storage Technologies", 0018-

9219/93$03.Oc 0 1993 IEEE.

[31] S. Dhameja, "Electric vehicle battery systems / Sandeep Dhameja", Includes

bibliographical references and index.

[32] Cord-H. Dustmann, "Advances in ZEBRA batteries", MES-DEA S.A., Via Laveggio 15, CH

6855 Stabio, Switzerland, Science Direct © 2003 Elsevier.

[33] T. M. O Sullivan, C. M. Bingham, R. E. Clark , "Zebra Battery Technologies for the All

Electric Smart Car", Electrical Machines and Drives Group, Department of Electronic

and Electrical Engineering, University of Sheffield, International Symposium on Power

Electronics, Electrical Drives, Automation and Motion SPEEDAM 2006 IEEE xplore.

[34] J. Dixon, I. Nakashima, E. Arcos, M. Ortúzar, "Electric Vehicle Using a Combination of

Ultracapacitors and ZEBRA Battery ", Industrial Electronics, IEEE Transactions, 2009

Page (s): 1 - 1.

[35] Cobasys, John J.C. Kopera, "Inside the Nickel Metal Hydride Battery", 25 June 2004.

[36] Harding, "Your Power Solution Provider For all of your battery needs, products ",

Disponível em :http://www.hardingenergy.com , Acesso em 19 Dezembro de 2009.

[37] M. V. Urbschat, Dr. W. Bernhart, "Powertrain 2020 – Challenges and opportunities for

OEMs and suppliers", Roland Berger Strategy Consultants, Mies-van-der-Rohe-Straße 6,

80807 Munich, EVS24 Stavanger, Norway, May 13-16, 2009.

[38] H. Horie, T. Abe, T. Kinoshita, Y. Shimoida, "A Study on an Advanced Lithium-ion

Battery System for EVs ", Next Generation battery development group, Nissan

Motor, The World Electric Vehicle Journal, Vol 2, Issue 2.

[39] C. W. Jian Hong, Uday Kasavajjula. "Kinetic behavior of LiFeMgPO4 cathode material

for Li-ion batteries" Science Direct LiFeMgPO4.

[40] Valence. "Energy storage Solutions, Saphion Technology® " Disponível em

:http://www.valence.com/technology/saphion. Acesso em 23 Dezembro de 2009.

[41] IBM, Research - Almaden , "Bateria de lítio de Oxigênio ", Disponível em

:http://www.almaden.ibm.com/ , Acesso em 21 Dezembro de 2009.

[42] Universidade. de St. Andrews, "Bateria de lítio de Oxigênio", Disponível em

:http://chemistry.st-andrews.ac.uk/staff/pgb/group/lio.html. Acesso em 21

Dezembro de 2009.

[43] T. Ogasawara, A. Debart, M. Holzapfel, P. Nova,P. G Bruce, "Rechargeable Li2O2

Electrode for Lithium Batteries", Contribution from the School of Chemistry,

UniVersity of St. Andrews, North Haugh, St. , Andrews, Fife, KY16 9ST, U.K., and

Electrochemistry Laboratory, Paul Scherrer Institut,CH-5232 Villigen PSI, Switzerland

,Disponível em: http://chemistry.st-andrews.ac.uk/staff/pgb/group/pubs.html ,


[44] Lactec. Patricio Rodolfo Impinnisi, "Situação atual e perspectivas para os próximos 10

anos ", Disponível em:

http://www.inee.org.br/down_loads/veh/VE2009_Impinnizzi.ppt. Acesso em 23

Dezembro de 2009. Baterias Futuro.


[45] D. W. B. Michael Valentine-Urbschat and "Powertrain 2020 – Challenges and

opportunities for OEMs and suppliers" ,EVS24 Stavanger, Norway, May 13-16, 2009.

[46] J. A. Peças Lopes, A. M. A. Messias, R. M. P. Gonçalves, "Redes de energia

inteligentes como contributo da engenharia portuguesa para o desenvolvimento

sustentável", Disponível em:

http://www.ordemengenheiros.pt/oe/ingenium/casoestudo/ing112-casoestudo.pdf ,


[47] J. Vasiljevska, J. A. Peças Lopes, M. A. Matos, "Multi-Microgrid Impact Assessment

Using Multi Criteria Decision Aid Methods", PowerTech, Bucareste, pp. 1 - 8, 2009.

[48] A. A. Messias. The InovGrid Project , "Distribution Network Evolution as a Decisive

Answer to the Distribution Network Evolution as a Decisive Answer to the New

Challenges in the Electrical Sector",

http://ec.europa.eu/research/conferences/2009/smart_networks/pdf/messias.pdf ,

EDP Distribuição.

[49] L. Cunha, J. A. Peças Lopes, “InovGrid Project – Distribution network evolution

as a decisive answer to new electrical sector challenges”, Proc. CIRED seminar

2008, Frankfurt, June 2008.

[50] C. Guille, G. Gross, "A conceptual framework for the vehicle-to-grid (V2G)

implementation", Department of Electrical and Computer Engineering, University of

Illinois at Urbana-Champaign, Urbana, IL 61801, USA.

[51] Dr Andrew Simpson, "Electric Vehicles and their Renewable Connection, Auto CRC /

RMIT Seminar – 22 June 2009 ", Disponível em

:http://www.unisa.edu.au/isst/collaboration/workshopsandseminars/seminars/ISST

_fliers/AutoCRC_EVs_smartgrids_renewables.pdf , Acesso em 03 Janeiro de 2010.

[52] J. Tomic, W. Kempton, “Using fleets of electric-drive vehicles for grid support”,

Journal of Power Sources, vol. 168, pp. 459-468, June 2007

[53] Governo dos Açores, "Geografia - Ilha das Flores", Disponível em

:http://www.azores.gov.pt/Portal/pt/entidades/sre-drt/textoImagem/2FL.htm ,

Acesso em 04 Janeiro de 2010.

[54] ISP. Instituto de Seguros de Portugal, " Estatísticas do seguro do parque automóvel ",

Disponível em :http://www.isp.pt/NR/exeres/7D383D46-9431-416E-98C7-

395B0A9E7080.htm. Acesso em 04 Janeiro de 2010.

[55] Dr. Rui Gregório Santos, "Secretaria Regional da Ciência Tecnologia e Equipamentos",

Ponta Delgada.

[56] INE. "Devisões Territoriais do Instituto Nacional de Estatistica" Disponível em

:http://sig.ine.pt/viewer.htm. Acesso em 04 Janeiro de 2010.

[57] SREA. "Serviço Regional de Estatística dos Açores" Disponível em

:http://estatistica.azores.gov.pt/conteudos/Relatorios/lista_relatorios.aspx?idc=29

&idsc=1140&lang_id=1. Acesso em 04 Janeiro de 2010.

[58] Governo dos Açores, "Ministério das Obras Públicas do Governo dos Açores - Ilha das

Flores", Disponível em

:http://www.azores.gov.pt/Portal/pt/principal/homepage.htm , Acesso em 04

Janeiro de 2010.


[59] QREN, "PROCONVERGÊNCIA - Programa Operacional dos Açores para a Convergência",

Disponível em :http://www.qren.pt/item3.php?lang=0&id_channel=34&id_page=203

, Acesso em 04 Janeiro de 2010.

[60] EDA, "Informações, Económica/Financeira , Caracterização das Redes T&D da EDA a

31 Dez 2007 Relatório técnico emitido a 29/12/2008", Disponível em

:http://www.eda.pt/informacao.php , Acesso em 05 Janeiro de 2010.

[61] EDA, "O que fazemos, Produção", Disponível em :http://www.eda.pt/producao.php ,

Acesso em 05 Janeiro de 2010.

[62] EDA, "Informações, Económica/Financeira", Disponível em

:http://www.eda.pt/informacao.php , Acesso em 05 Janeiro de 2010.

[63] EDA, "Informações, Outras , Caracterização das Redes T&D da EDA a 31 Dez 2008 ",

Disponível em :http://www.eda.pt/informacao.php , Acesso em 05 Janeiro de 2010.

[64] EDA, "Publicações, EDA informa , Plano Estratégico Plurianual das Empresas

Energéticas do Grupo EDA para o período 2010/2014, EDA Nº 130 Setembro/Outubro

de 2009 ", Disponível em :http://www.eda.pt/eda.php , Acesso em 06 Janeiro de

2010.

[65] EEA, European Environment Agency, " Transporte de emissões de poluentes

atmosféricos ", Disponível em :http://www.eea.europa.eu/data-and-

maps/figures/transport-emissions-of-air-pollutants , Acesso em 17 Janeiro de 2010.

[66] IMTT. Instituto da Mobilidade e Transporte Terrestre," Economia do combustível" ,

Disponível em

:http://www.imtt.pt/sites/IMTT/Portugues/Veiculos/EconomiaCombustivel. Acesso

em 17 Janeiro de 2010.

[67] ERSE, Entidade Reguladora dos serviços Energéticos, " Rotulagem de Energia Eléctrica

", Disponível em

:http://www.erse.pt/pt/desempenhoambiental/rotulagemenergetica/informacaodes

uporte/Paginas/EmissoesEspecificas.aspx , Acesso em 17 Janeiro de 2010.

[68] K. Clement, E. Haesen, J. Driesen, "Coordinated Charging of Multiple Plug-In Hybrid

Electric Vehicles in Residential Distribution Grids ", 15-18 março 2009 Page (s): 1 - 7 ,

Digital Object Identifier 10.1109/PSCE.2009.4839973.

[69] EDA, "Sistema Tarifário, Tarifas e Preços, Baixa Tensão Normal, Períodos Horários ",

Disponível em :http://www.eda.pt/loja/main.php , Acesso em 07 Janeiro de 2010.

[70] J. A Peças Lopes, C. L. Moreira, A. G. Madureira, F. O Resende, X. Wu, N. Jayawarna,

Y. Zhang, N. Jenkins, F. Kanellos, N. Hatziargyriou, "Control Strategies for

MicroGrids Islanded Operation”, IEEE PWRS - IEEE Transactions on Power Systems,

vol.21, no.2, pp.916-924, June 2006.

Apêndice A - 105

Apêndice A – Rede do SEE da Ilha das Flores

As próximas Tabelas, contém os dados referentes à rede do SEE da Ilha das Flores usada

para a realização deste trabalho.

Tabela AP A. 1 - Barramentos.

Bus

NumberR C I

S - Pot

Instala

[kVA]

Dist

Carros

Tipo Pd

[MW]

Qd

[MVAr]Gs Bs area

Vm

[p.u.]

Va

[degree]

Base Kv

[kV]

zone

[1-999]

Vmax

[p.u.]

Vmin

[p.u.]

SE-AF 1 0 0 0 0 0 3 0,0000 0,0000 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

S. Cruz I

2 0 0 100 100 0 1 0,0249 0,0087 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

3 0 0 100 160 0 1 0,0398 0,0139 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

4 100 0 0 100 26 1 0,0249 0,0087 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

5 80 20 0 250 124 1 0,0622 0,0218 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

6 50 50 0 630 105 1 0,1567 0,0549 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

7 80 20 0 160 113 1 0,0398 0,0139 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

8 90 10 0 250 136 1 0,0622 0,0218 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

9 50 50 0 50 38 1 0,0124 0,0044 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

10 0 0 100 315 239 1 0,0784 0,0274 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

11 0 0 100 250 0 1 0,0622 0,0218 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

12 70 30 0 160 121 1 0,0398 0,0139 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

13 0 0 100 250 0 1 0,0622 0,0218 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

14 0 0 100 160 0 1 0,0398 0,0139 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

15 0 0 100 200 0 1 0,0498 0,0174 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

16 70 30 0 160 121 1 0,0398 0,0139 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

S. Cruz I

S. Cruz II

Lajes

17 100 0 0 20 0 1 0,0050 0,0017 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

18 100 0 0 20 0 1 0,0050 0,0017 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

19 0 0 0 0 0 1 0,0000 0,0000 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

20 100 0 0 80 42 1 0,0199 0,0070 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

21 0 0 100 20 0 1 0,0050 0,0017 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

22 80 20 0 100 69 1 0,0249 0,0087 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

23 80 20 0 80 96 1 0,0199 0,0070 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

24 100 0 0 160 0 1 0,0398 0,0139 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

25 65 35 0 400 195 1 0,0995 0,0348 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

26 0 0 100 400 0 1 0,0995 0,0348 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

27 0 0 100 100 0 1 0,0249 0,0087 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

28 0 0 0 0 0 1 0,0000 0,0000 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

29 0 0 100 100 0 1 0,0249 0,0087 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

30 0 0 100 50 0 1 0,0124 0,0044 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

35 80 20 0 50 8 1 0,0124 0,0044 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

34 0 0 100 50 75 1 0,0124 0,0044 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

33 80 20 0 160 0 1 0,0398 0,0139 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

32 100 0 0 25 41 1 0,0062 0,0022 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

31 100 0 0 25 20 1 0,0062 0,0022 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

36 100 0 0 50 22 1 0,0124 0,0044 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

37 100 0 0 100 18 1 0,0249 0,0087 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

38 0 0 100 500 0 1 0,1244 0,0435 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

39 80 20 0 200 0 1 0,0498 0,0174 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

40 100 0 0 80 0 1 0,0199 0,0070 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

41 100 0 0 50 75 1 0,0124 0,0044 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

42 100 0 0 25 20 1 0,0062 0,0022 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

43 0 0 0 0 0 1 0,0000 0,0000 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

44 0 0 0 0 0 1 0,0000 0,0000 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

45 20 80 0 250 247 1 0,0622 0,0218 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

46 0 0 100 50 0 1 0,0124 0,0044 0 0 1 1 0 15 1 1,1 0,9

Lajes

Ponta

Delgada

106 - Apêndice A

Tabela AP A. 2 - Geradores.

Geradores

Bus

Number

Pg

[MW]

Qg

[MVAr]

Qmax

[MVAr]

Qmin

[MVAr]

Vg

[p.u.]

mbase

[MVA]

Status

on >0

out <=0

Pmax

[MW]

Pmin

[MW]

CTHAF 1 0 0 999 -999 1 10 1 3,811 0,35

PEBV 19 0 0 999 -999 1 10 1 0,6 0,055

Tabela AP A. 3 - Ramos dos SEE da ilha.

Ramos

FLO - Ramos da Linha Aérea "Sta. Cruz I" - 15kV

Comp.

[m]

Tipo

CondutorDesig

Secção

[mm2]I [A]

R

[Ω/km)]X [Ω/km)] B [S/km)] Nó i Nó j r [p.u.] x [p.u.] b [p.u.]

rateA

[MVA]

rateB

[MVA]

rateC

[MVA]ratio angle status

2000 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 1 2 0,065180 0,035900 0,000127 4,29 4,29 4,29 0 0 1

400 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 2 3 0,013036 0,007180 0,000025 4,29 4,29 4,29 0 0 1

500 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 3 4 0,016295 0,008975 0,000032 4,29 4,29 4,29 0 0 1

590 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 4 5 0,019228 0,010591 0,000037 4,29 4,29 4,29 0 0 1

1460 C PHCAJ 16 100 1,375875 0,12195 4,44E-05 5 6 0,089279 0,007913 0,001460 2,6 2,6 2,6 0 0 1

4950

FLO - Ramos da Linha Aérea "Sta. Cruz II" - 15kV

Comp.

[m]

Tipo

CondutorDesig

Secção

[mm2]I [A]

R


rateA

[MVA]

rateB

[MVA]

rateC


1 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 1 7 0,000033 0,000018 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

1760 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 1 8 0,057358 0,031592 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

900 C PHCAJ 16 100 1,375875 0,12195 4,44E-05 8 9 0,055035 0,004878 0,000002 2,6 2,6 2,6 0 0 1

400 C LXHIOV 70 210 0,567675 0,1098 4,44E-05 9 10 0,010092 0,001952 0,000001 5,46 5,46 5,46 0 0 1

300 C XHIOV 50 204 0,4095 0,1296 0 10 11 0,005460 0,001728 0,000000 5,3 5,3 5,3 0 0 1

300 C XHIOV 50 204 0,4095 0,1296 0 11 12 0,005460 0,001728 0,000000 5,3 5,3 5,3 0 0 1

400 C LXHIOV 70 210 0,567675 0,1098 4,44E-05 12 13 0,010092 0,001952 0,000001 5,46 5,46 5,46 0 0 1

400 C LXHIOV 70 210 0,567675 0,1098 4,44E-05 13 14 0,010092 0,001952 0,000001 5,46 5,46 5,46 0 0 1

300 C PHCAJ 16 100 1,375875 0,12195 4,44E-05 14 15 0,018345 0,001626 0,000001 2,6 2,6 2,6 0 0 1

80 C PHCAJ 16 100 1,375875 0,12195 4,44E-05 15 16 0,004892 0,000434 0,000000 2,6 2,6 2,6 0 0 1

4841

FLO - Ramos da Linha Aérea "Lajes" - 15kV

Comp.

[m]

Tipo

CondutorDesig

Secção

[mm2]I [A]

R


rateA

[MVA]

rateB

[MVA]

rateC


3900 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 1 17 0,127101 0,070005 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

2800 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 17 18 0,091252 0,050260 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

2000 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 18 19 0,065180 0,035900 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

1370 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 19 20 0,044648 0,024592 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

1000 L Cu50 50 240 0,402075 0,383625 2,98E-06 20 21 0,017870 0,017050 0,000000 6,24 6,24 6,24 0 0 1

2130 L Cu50 50 240 0,402075 0,383625 2,98E-06 21 22 0,038063 0,036316 0,000000 6,24 6,24 6,24 0 0 1

1000 L Cu50 50 240 0,402075 0,383625 2,98E-06 22 23 0,017870 0,017050 0,000000 6,24 6,24 6,24 0 0 1

500 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 23 24 0,016295 0,008975 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

900 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 24 25 0,029331 0,016155 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

500 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 25 26 0,016295 0,008975 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

500 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 26 27 0,016295 0,008975 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

5900 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 18 28 0,192281 0,105905 0,000001 4,29 4,29 4,29 0 0 1

1900 C LXHIAV 35 145 1,112625 0,12195 4,44E-05 28 29 0,093955 0,010298 0,000004 3,77 3,77 3,77 0 0 1

1800 C XHIOV 50 204 0,4095 0,1296 0 28 30 0,032760 0,010368 0,000000 5,3 5,3 5,3 0 0 1

5750 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 18 31 0,187393 0,103213 0,000001 4,29 4,29 4,29 0 0 1

1370 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 31 32 0,044648 0,024592 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

430 L Cu50 50 165 0,402075 0,383625 2,98E-06 32 33 0,007684 0,007331 0,000000 6,24 6,24 6,24 0 0 1

1700 L Cu50 50 165 0,402075 0,383625 2,98E-06 33 34 0,030379 0,028985 0,000000 6,24 6,24 6,24 0 0 1

2000 L Cu16 16 120 1,218375 0,419175 2,71E-06 34 35 0,108300 0,037260 0,000000 3,12 3,12 3,12 0 0 1

810 L Cu50 50 240 0,402075 0,383625 2,98E-06 31 36 0,014475 0,013810 0,000000 6,24 6,24 6,24 0 0 1

800 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 36 37 0,026072 0,014360 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

5000 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 37 38 0,162950 0,089750 0,000001 4,29 4,29 4,29 0 0 1

1000 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 38 39 0,032590 0,017950 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

1015 C XHIOV 50 204 0,4095 0,1296 0 39 40 0,018473 0,005846 0,000000 5,3 5,3 5,3 0 0 1

46075

FLO - Ramos da Linha Aérea "P. Delgada" - 15kV

Comp.

[m]

Tipo

CondutorDesig

Secção

[mm2]I [A]

R


rateA

[MVA]

rateB

[MVA]

rateC


4760 L Cu 16 120 1,218375 0,419175 2,71E-06 1 41 0,257754 0,088679 0,000001 3,2 3,2 3,2 0 0 1

900 L Cu 16 120 1,218375 0,419175 2,71E-06 41 42 0,048735 0,016767 0,000000 3,2 3,2 3,2 0 0 1

3870 L Cu 35 195 0,5607 0,394875 2,89E-06 42 43 0,096440 0,067918 0,000000 5,07 5,07 5,07 0 0 1

2670 C NHKBY 16 100 1,375875 0,12195 4,44E-05 43 44 0,163271 0,014471 0,000005 2,6 2,6 2,6 0 0 1

940 L Cu25 25 165 0,733275 0,403875 2,82E-06 44 45 0,030635 0,016873 0,000000 4,29 4,29 4,29 0 0 1

1800 L Cu50 50 240 0,402075 0,383625 2,98E-06 44 46 0,032166 0,030690 0,000000 6,24 6,24 6,24 0 0 1

14940

Apêndice A - 107

Tabela AP A. 4 - Postos de transformação linha aérea.

PT´s

FLO - Postos de transformação da Linha Aérea "Sta. Cruz I" - 15kV

Total

N.º S [kVA] N.º S [kVA] N.º S [kVA]

3 980 2 260 5 1240

Bus

NumberZona R C I Tipo

Pot

Instala

[kVA]

Tipo

Serviço

2 I 0 0 100 AS 100 PTC

3 I 0 0 100 AI 160 PTC

4 R 100 0 0 AS 100 PTD

5 RC 80 20 0 CA 250 PTD

6 RC 50 50 0 CA 630 PTD

FLO - Postos de transformação da Linha Aérea "Sta. Cruz II" - 15kV

Total


6 1095 4 860 10 1955

Bus


Pot

Instala

[kVA]

Tipo

Serviço

7 RC 80 20 0 CA 160 PTD

8 RC 90 10 0 CA 250 PTD

9 RC 50 50 0 CA 50 PTD

10 I 0 0 100 CB 315 PTD

11 I 0 0 100 CB 250 PTC

12 RC 70 30 0 CB 160 PTD

13 I 0 0 100 250 PTC

14 I 0 0 100 CB 160 PTC

15 I 0 0 100 CB 200 PTC

16 RC 70 30 0 CB 160 PTD

FLO - Postos de transformação da Linha Aérea "Lajes" - 15kV


15 1550 7 1220 22 2770

Bus


Pot

Instala

[kVA]

Tipo

Serviço

17 R 100 0 0 CA 20 PTD

18 R 100 0 0 CB 20 PTD

20 R 100 0 0 CA 80 PTD

21 I 0 0 100 AS 20 PTC

22 RC 80 20 0 CA 100 PTD

23 RC 80 20 0 CA 80 PTD

24 R 100 0 0 AI 160 PTD

25 RC 65 35 0 CA 400 PTD

26 I 0 0 100 CB 400 PTC

27 I 0 0 100 TB 100 PTC

29 I 0 0 100 CB 100 PTC

30 I 0 0 100 50 PTC

32 RC 80 20 0 CA 50 PTD

33 I 0 0 100 AS 50 PTC

34 RC 80 20 0 CA 160 PTD

35 R 100 0 0 CA 25 PTD

31 R 100 0 0 CA 25 PTD

36 R 100 0 0 CA 50 PTD

37 R 100 0 0 AS 100 PTD

38 I 0 0 100 500 PTC

39 RC 80 20 0 CA 200 PTD

40 R 100 0 0 CB 80 PTD

FLO - Postos de transformação da Linha Aérea "P. Delgada" - 15kV


3 325 1 50 4 375

Bus


Pot

Instala

[kVA]

Tipo

Serviço

41 R 100 0 0 CA 50 PTD

42 R 100 0 0 CA 25 PTD

45 RC 20 80 0 CA 250 PTD

46 I 0 0 100 50 PTC

PTD PTC Total

PTD PTC

PTD PTC

PTD PTC Total

108 - Apêndice A

Tabela AP A. 5 - Condutores.

Condutores

Tensão

[kV]

Tipo

L - Linha

C - Cabo

DesigSecção

[mm2]Cod.

R

[Ω/km)]X [Ω/km)] B [S/km)]

I

[A]

Cap.

Térm.

[MVA]

15 L Cu 50 Cu50 0,402075 0,383625 2,98E-06 240 6,24

15 L Cu 35 Cu35 0,5607 0,394875 2,89E-06 195 5,07

15 L Cu 25 Cu25 0,733275 0,403875 2,82E-06 165 4,29

15 L Cu 16 Cu16 1,218375 0,419175 2,71E-06 120 3,12

15 C LXHIOV 120 LXHIOV120 0,324 0,10125 4,44E-05 285 7,4

15 C LXHIOV 70 LXHIOV70 0,567675 0,1098 4,44E-05 210 5,46

15 C LXHIOV 50 LXHIOV50 0,8217 0,117675 4,44E-05 170 4,42

15 C LXHIAV 35 LXHIAV35 1,112625 0,12195 4,44E-05 145 3,77

15 C LEHIV 35 LEHIV35 1,04265 0,12195 4,44E-05 135 3,51

15 C XHIOV 50 XHIOV50 0,4095 0,1296 0 204 5,3

15 C XHIOV 35 XHIOV35 0,524 0,14758 5,97E-05 182 4,73

15 C PHCAJ 25 PHCAJ25 0,869625 0,112725 4,44E-05 130 3,38

15 C PHCAJ 16 PHCAJ16 1,375875 0,12195 4,44E-05 100 2,6

15 C NHKBY 16 NHKBY16 1,375875 0,12195 4,44E-05 100 2,6

Apêndice B - 109

Apêndice B – Trânsitos de Potências

A Figura Ap B. 1 mostra o interface com o utilizador e a Figura Ap B. 2, um dos resultados

para uma hora ao nível de trânsitos de potência, obtidos através do programa desenvolvido

no ambiente MatlabTM/módulo de análise de SEE Matpower para este estudo.

110 - Apêndice B

Figura Ap B. 1 - Interface com o utilizador do programa desenvolvido no ambiente MatlabTM/módulo de

análise de SEE Matpower.

Apêndice B - 111

Figura Ap B. 2 - Resultados do programa, relativo a um trânsito de potências de uma hora, sem

tratamento de dados.

o112- Cenários de Estud

Cenários Estudados

A próxima Tabela serve de apoio ao leitor, para consulta dos cenários estudados aquando

da leitura deste documento.

Cenário 0 1 2 3 4

Nº VMCI 1966 1966 1966 1966 1966

VEB [%] 0% 5% 15% 30% 50%

Energia

consumida [MW.h]34,6 35,2 36,8 39 41,8

Descrição dos cenários estudados

Fim 01-02-2010

© Filipe José da Cruz Coimbra

[email protected]

Página Web

mailto:[email protected]

http://paginas.fe.up.pt/~ee08075/

Documents

Integração de Veículos Eléctricos em Redes Isoladas O Caso da … · 2017-08-25 · v Abstract The energy source consists of fossil fuels, especially oil, is finite. Forecast